Upload
others
View
5
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
Stanisław M. Pietruszko
Centrum Fotowoltaiki, Politechnika Warszawska
ul. Koszykowa 75, 00-662 Warszawa
Systemy fotowoltaiczne – możliwości zastosowania w Warszawie
Wstęp
Jednym z podstawowych i najważniejszych obecnie zastosowań fotowoltaiki jest obecnie
generacja energii elektrycznej przez systemy fotowoltaiczne na dachach domów
jednorodzinnych. O ile początkowo jedyną w zasadzie koncepcją było zakładanie modułów
fotowoltaicznych na istniejący dach z czasem stwierdzono, że w celu osiągnięcia szeregu
różnorodnych korzyści bardziej niż założenie systemu fotowoltaicznego na tradycyjnym
dachu opłaca się wkomponowanie fotowoltaiki w samą strukturę budynku. Koncepcja
systemów fotowoltaicznych stanowiących integralną część budynku określana jest jako
Building Integrated Photovoltaics (BIPV). BIPV to koncepcja zakładająca dostosowanie
modułów PV do różnorodnych aplikacji w budynku, w tym głównie jako elementów
stanowiących alternatywę dla tradycyjnych elementów budowlanych w obrębie dachów i
elewacji (np. pokryć dachowych, szklanych systemów elewacyjnych i dachowych,
elewacyjnych elementów okładzinowych). Systemy tego typu są jednym z najnowszych
osiągnięć technologii fotowoltaicznej i zapewniają największy potencjał na długofalowa
redukcję zużycia paliw kopalnych oraz zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych. Jest to
obecnie samodzielna, wyjątkowo interdyscyplinarna dziedzina nauki, architektury a także
przemysłu fotowoltaicznego.
Obecnie systemy BAPV stanowią zdecydowana większość rynku fotowoltaicznego, BIPV to
zaledwie 1% rynku fotowoltaicznego. Z wielu powodów jednak koncepcja BIPV jest warta
zainteresowania. Koncepcja fotowoltaiki zintegrowanej z budownictwem zakłada
zastosowanie generatorów fotowoltaicznych zamiast tradycyjnych materiałów budowlanych.
Zaletą takiego rozwiązania jest oszczędność materiałów budowlanych a co za tym idzie także
zmniejszenie kosztów budowy budynku ze zintegrowanym systemem w porównaniu do
budowy domu i późniejszej instalacji systemu fotowoltaicznego. Potencjał wzrostu udziału
jest więc ogromny, jako że 80% rynku systemów fotowoltaicznych na świecie to systemy
dołączone do sieci zainstalowane na budynkach. Oczywiście znacznie łatwiej zaplanować
poprawną i skuteczną integrację systemu fotowoltaicznego już na etapie projektowania
budynku, niż przy okazji generalnego remontu. Z tego też względu niezwykle ważna jest rola
architektów i inżynierów budownictwa w upowszechnianiu koncepcji BIPV.
BIPV zmusza architektów do zmierzenia się z zagadnieniami dla nich nowymi, w których
rozwiązywaniu nie posiadają doświadczenia a także bardzo często odpowiedniej wiedzy.
Jednocześnie koncepcja BIPV otwiera przed kreatywnymi architektami ogromne możliwości
eksperymentowania z nowa technologią, tworzeniem zupełnie nowych oryginalnych i
wyróżniających się rozwiązań. Stosowane rozwiązania rozciągają się od prostego zastąpienia
pokrycia dachowego modułami czy dachówkami fotowoltaicznymi w zupełnie klasycznym
budynku, po projekty gdzie system fotowoltaiczny jest główną ideą budynku tworzonego tak,
aby zapewnić jak najlepsze warunki pozyskiwania energii elektrycznej. Dobrym przykładem
takiego podejścia jest fasada biurowca Solar Office Building w Doxford w Wielkiej Brytanii.
Rysunek 1. Fasada BIPV Solar Office Building , Doxford, Wielka Brytania
Źródłe: Studio E Architects, http://www.studioe.co.uk/doxford.html
Demonstracja koncepcji BIPV jest często jednym z głównych celów takiego budynku. Oprócz
promocji samej BIPV eksponowanie fotowoltaiki ma wpłynąć na zwiększenie świadomości
ekologicznej społeczeństwa oraz zwiększenie akceptacji dla samej fotowoltaiki. Istnieje już
bardzo wiele przykładów budynków demonstrujących koncepcję BIPV. Niemal w każdej
książce posiadającej rozdział na temat BIPV zawarte są studia przypadków obiektów z BIPV
z różnych względów interesujących. Nowe budynki użyteczności publicznej tworzone są ze
zintegrowanymi systemami fotowoltaicznymi. Sztandarowymi przykładami takich inwestycji
są londyński ratusz (London’s City Hall) czy dworzec kolejowy Lehrter Bahnhof w Berlinie.
Rysunek 2. Transparentne moduły fotowoltaiczne zintegrowane z dachem dworca Lehrter Bahnhof, Berlin
Źródło: BSW website: http://www.solarwirtschaft.de/medienvertreter/fotoarchiv.html
Współczesne koncepcje wykorzystania fotowoltaiki zintegrowanej z budownictwem nie
ograniczają się już do pojedynczych budynków. Brytyjski architekt Sir Norman Foster jest
autorem projektu miasta Masdar, które ma być założone w Zjednoczonych Emiratach
Arabskich kosztem przeszło 20 miliardów dolarów. Miasto, mające liczyć 50000
mieszkańców ma być zaopatrywane w energię wyłącznie przy pomocy odnawialnych źródeł
energii. Energia elektryczna ma być pozyskiwana poprzez systemy fotowoltaiczne
zintegrowane z budownictwem, duże systemy koncentratorowe oraz dodatkowo przez
wiatraki. W sumie miasto ma posiadać system zasilania o mocy 200 MWp, a więc 4 kWp na
mieszkańca. Mniej zaawansowany projekt został zrealizowany w mieście Amersfoort, gdzie
przy rozbudowie dzielnicy Waterkwartier stworzono największy do tej pory projekt
integrowania fotowoltaiki z budynkami. Przy okazji dużej rozbudowy dzielnicy ponad 500
nowych domów jednorodzinnych wraz ze szkołami, przedszkolami i obiektami sportowymi
zostało wyposażonych w systemy BIPV o łącznej mocy 1.35 MWp i powierzchni około
12300 m2. Projekty takie demonstrują możliwości i potencjał BIPV oraz są pierwszymi
oznakami trendu wykorzystywania fotowoltaiki zintegrowanej z budownictwem nie tylko do
zasilania poszczególnych domostw, ale całych dzielnic i miast.
Rysunek 3. Dachowe systemy BIPV w Amersfoort
Źródło: BSW website: http://www.solarwirtschaft.de/medienvertreter/fotoarchiv.html
Rodzaje konfiguracji systemów (dachy, fasady, budynki zaprojektowane z myślą o PV)
Niezależnie od skali projektu implementacja BIPV polega ostatecznie na znalezieniu
optymalnej metody wykorzystania dostępnego w danej lokalizacji nasłonecznienia. Z racji
kosztów i ergonomii trudno oczekiwać, aby każdy projekt budynku ze zintegrowaną
fotowoltaiką charakteryzował się był podporządkowany wyłącznie wymaganiom systemu
fotowoltaicznego. Dlatego należy rozważyć możliwe do zastosowania metody wykorzystania
różnych powierzchni budynku o klasycznej bryle. Możliwości montażu systemów
fotowoltaicznych na budynkach zostały przedstawione na poniższym rysunku:
Rys.4. Sposoby montażu paneli fotowoltaicznych na budynkach. (Fraunhofer ISE, Freiburg, Germany).
Dachy spadziste
Systemy fotowoltaiczne na dachach spadzistych są najczęściej spotykanym wariantem
systemów BIPV. Systemy takie mogą pokrywać całą powierzchnię dachu skierowaną na
południe (jeśli to niemożliwe na wschód/zachód) lub tylko jej część, jeśli powierzchnia
potrzebna dla systemu fotowoltaicznego o pożądanej mocy jest mniejsza niż powierzchnia tej
części dachu. Moduły fotowoltaiczne są montowane do systemu szyn położonych na warstwie
izolacyjnej i wodoszczelnej. Należy zwrócić uwagę, że połączenia pomiędzy modułami nie są
wodoszczelne, w związku z czym między modułami a warstwą wodoszczelną konieczna jest
przestrzeń umożliwiająca odpływ wody deszczowej. Montaż modułów tak, aby zachodziły na
siebie pozwala na ograniczenie przedostawania się pod nie wody.
Rysunek 5. Dachowy system BIPV z dachówkami fotowoltaicznymi
Źródło: Strona internetowa firmy Solar Century
Poza montażem modułów stosuje się również dachówki z ogniwami fotowoltaicznymi.
Wielką zaletą tej metody jest prostota instalacji oraz możliwość uczynienia systemu
fotowoltaicznego niewidocznego dla obserwatora, co jest szczególnie ważne w przypadku
budynków zabytkowych. Zalety tej metody są najlepiej widoczne przy tworzeniu systemów
BIPV na już istniejących budynkach. W wielu krajach instalatorom brakuje doświadczenia w
montowaniu systemów z modułami fotowoltaicznymi toteż zastosowanie znanej techniki
układania dachówek znacząco zwiększa dostępność tej techniki. Najważniejszą wadą tej
techniki jest skomplikowany system połączeń elektrycznych, jako że dachówki
fotowoltaiczne zawierają najczęściej jedynie dwa ogniwa monokrystaliczne. Aby otrzymać
system o odpowiedniej mocy niezbędna jest więc bardzo duża ilość dachówek. Aby
above sloped roof
(stand-off)
in sloped
roof
on flat roof,
tilted
in front of
facade
in facade
saw-toothed
roof
on flat roof,
layed
awning
mounting options
Możliwości montażu
Ponad nachylonym
dachem
Na nachy- lonym dachu
Nad płaskim dachem
Na płaskim dachu
Przed fasadą
Na fasadzie
Na dachu typu
„szedy”
W formie markizy
zmniejszyć pracochłonność tej techniki oraz liczbę koniecznych do wykonania połączeń
elektrycznych niektórzy producenci oferują „moduły” składające się z kilku takich dachówek
połączonych w jeden element.
Szczególną kategorią dachów spadzistych są dachy o zaokrąglonej krzywiźnie spadu. Dach
taki stwarza możliwość uzyskania bardzo atrakcyjnie wizualnego systemu fotowoltaicznego
powoduje jednak konieczność podziału tego systemu na równolegle połączone podsystemy.
Moduły w każdym z tych podsystemów powinny być nachylone pod takim samym kątem,
mają więc stanowić poziome „pasy”. Przy modułach połączonych szeregowo i nachylonych
pod różnym kątem prąd płynący w układzie jest ograniczony przez moduł o najmniej
korzystnym kącie nachylenia.
Dachy płaskie
Typowym rozwiązaniem dla dachów płaskich jest wykorzystanie modułów fotowoltaicznych
jako ich pokrycia. Moduły są wtedy umieszczone horyzontalnie. W celu zbliżenia kąta
nachylenia modułów do kąta optymalnego dla danej szerokości geograficznej można
zamocować moduły na strukturze wspierającej nieco nachylającej poszczególne moduły.
Należy wtedy jednak wziąć pod uwagę możliwe zacienienie spowodowane przez nachylone
moduły. Moduły umieszczone na konstrukcji wspierającej o dużym nachyleniu przestają
jednak stanowić integralną część budynku i mają bardziej charakter BAPV. Horyzontalna
orientacja modułów powoduje, że na ich powierzchni pozostaje więcej zanieczyszczeń,
których nie zmywają deszcze. Systemy takie wymagają więc okresowego czyszczenia w celu
uzyskania większego uzysku energii oraz zapobiegania powstawania defektów typu hot-spot.
Fasady
Fasady ze zintegrowanymi modułami fotowoltaicznymi zapewniają znakomitą widoczność
systemów fotowoltaicznych będąc tym samym doskonałym sposobem na osiągnięcie celów
marketingowych, wizerunkowych i demonstracyjnych projektu. Bardzo ważną zaletą techniki
BIPV jest duża estetyka umiejętnie wkomponowanych systemów fotowoltaicznych. Ponieważ
moduły w systemach fasadowych ustawione są zwykle pionowo spodziewany uzysk energii
jest oczywiście mniejszy od optymalnego. Z drugiej strony jednak materiały budowlane które
są zastępowane przez moduły fotowoltaiczne (takie jak kamienne płyty, nierdzewna stal) mają
zbliżoną a nawet wyższa cenę za metr kwadratowy. Dodatkowe koszty ponoszone w związku
ze stworzeniem fasad z modułami fotowoltaicznymi są więc niższe niż nominalna cena
modułów i ich instalacji. Zastosowanie modułów cienkowarstwowych, z reguły w niższej
cenie za m2 przy zbliżonej cenie za Wp, może dodatkowo zmniejszyć koszty.
Rysunek 4. Porównanie orientacyjnych cen okładzin fasad z różnych materiałów
Systemy fotowoltaiczne zintegrowane z fasadami budynków cechują się duża różnorodnością
dostępnych rozwiązań. Z technicznego punktu widzenia istnieje wiele różnych możliwości
integracji modułów z fasadami. Najprostszym wariantem jest wykorzystanie modułów
fotowoltaicznych w charakterze pokrycia części lub całości powierzchni fasady w zastępstwie
innych dostępnych pokryć. Metoda ta nie wprowadza znaczących zmian w projekcie budynku
w porównaniu z tradycyjnymi fasadami, również sposób montażu modułów fotowoltaicznych
nie stawia przed instalatorami dodatkowych wymagań.
W celu zapewnienia dodatkowej izolacji cieplnej budynku oraz dla zapewnienia chłodzenia
nagrzewających się modułów fotowoltaicznych stosuje się także elewacje dwupowłokowe.
Powietrze w szczelinie pomiędzy modułami a wewnętrzną szklaną osłoną nagrzewa się
odprowadzając ciepło z modułów fotowoltaicznych, co w przypadku modułów z krzemu
krystalicznego zapewnia większą sprawność ich pracy. Ciepłe powietrze może być w
zależności od potrzeby wykorzystane do ogrzewania wnętrza budynku co pozwala zmniejszyć
pobór energii przez systemy klimatyzacyjne, bądź też wypuszczone na zewnątrz. W fasadach
z jednowarstwowych moduły fotowoltaiczne mogą stanowić jedyną warstwę fasady, co stawia
przed nimi szereg dodatkowych wymogów zapewnienia odpowiedniej izolacji termicznej
budynku, wytrzymałości mechanicznej, trwałości, szczelności, systemu montażu i połączeń
elektrycznych.
W celu zwiększenia wykorzystania dostępnej powierzchni budynku, większej jednorodności
wyglądu fasady oraz ze względów estetycznych stosuje się także moduły półprzezroczyste.
Efekt półprzezroczystości można uzyskać poprzez zastosowanie modułów z ogniwami z
mono- lub multikrystalicznego krzemu umieszczonymi pomiędzy dwiema transparentnymi
szklanymi płytami. Odpowiedni odstęp między ogniwami umożliwia przepuszczenie do
wnętrza budynku odpowiedniej ilości światła słonecznego.
Innym rodzajem modułów transparentnych są moduły cienkowarstwowe, najczęściej z
krzemu amorficznego lub CIGS, przepuszczające do 30% światła słonecznego na całej swojej
powierzchni. Należy jednak pamiętać, że moduły takie pochłaniają część widma światła
słonecznego, co powoduje pewien dyskomfort w pomieszczeniach w ten sposób
oświetlonych. Dlatego też zastosowanie takich modułów jest ograniczone do przestrzeni
publicznych budynków takich jak klatki schodowe, korytarze, atria. W systemach
fotowoltaicznych z modułami transparentnymi szczególną rolę odgrywa zastosowanie jak
najbardziej niewidocznego systemu mocującego oraz ukrycie połączeń elektrycznych.
BIPV zapewnia nie tylko korzyści w postaci oszczędności na kosztach materiałów
budowlanych i produkcji energii elektrycznej czy walorów estetycznych. Systemy BIPV
wypełniają z powodzeniem drugoplanowe zadania takie jak zapewnienie zacienienia i
chłodzenia pomieszczeń, dodatkowej izolacji cieplnej czy zapewnienia pomocniczego źródła
ogrzewania przez pewien okres w roku. W przypadku oszklonych pomieszczeń, atriów,
niezbędna jest ochrona przed nadmiernym ich ogrzewaniem w okresie lata. Moduły
transparentne absorbujące zwykle 70-80% padającego światła oraz różnego rodzaju struktury
zacieniające są w stanie istotnie zmniejszyć obciążenie cieplne. Struktury te obejmują różne
warianty nadwieszeń zacieniających, żaluzji, zadaszeń. Odpowiednio zaprojektowane
elementy te mogą też wspomagać naturalną wentylację budynku.
Obecnie zdecydowana większość (około 80%) modułów BIPV, jak również ogółu modułów
fotowoltaicznych (około 90%) stanowią moduły z krzemu krystalicznego mające sprawność
konwersji promieniowania słonecznego na energię elektryczną w zakresie
12-20%. Tańsze za jednostkę powierzchni cienkowarstwowe moduły z krzemu amorficznego
oferują jednak niższą sprawność na poziomie 6-8%, przez co cena za Wp jest zbliżona.
Jednocześnie, w porównaniu z modułami z ogniwami z krzemu krystalicznego moduły te
pracują lepiej w warunkach słabego i rozproszonego światła słonecznego. W celu obniżenia
kosztów rozpatrywane są obecnie inne techniki, nie oparte na krzemie. Skonstruowano
moduły koncentratorowe z małymi ogniwami o dużej sprawności i układami optycznymi o
dużej aperturze, przez co nie wymagają one mechanizmów śledzących słońce i nadają się do
instalacji na budynkach. Wymagają one jednak dużego udziału składowej bezpośredniej
światła słonecznego, są ciężkie, mają dużą grubość i nie wyglądają dużo gorzej niż tradycyjne
moduły.
Podjęto też próby stworzenia hybrydy, modułu fotowoltaicznego połączonego z kolektorem
słonecznym. Urządzenia te są jednak skomplikowane zawodne i wciąż drogie. Największe
perspektywy posiadają techniki cienkowarstwowe, takie jak CIGS, ogniwa polimerowe.
Zaletą tych technik jest możliwość wytwarzania modułów przy użyciu technologii
drukowania zamiast stosowanego obecnie naparowywania (CVD w różnych odmianach).
Niestety, moduły uzyskane tą metodą mają wciąż zbyt niskie sprawności dla komercjalizacji.
Moduły przeznaczone dla systemów BIPV muszą spełniać dodatkowe, specyficzne
wymagania dotyczące większej żywotności, co spowodowane jest bardzo utrudnionym
dostępem i dużymi z reguły kosztami wymiany modułów na nowe np. na fasadzie wieżowca.
Moduły położone najbliżej ziemi muszą być dodatkowo zabezpieczone przed aktami
wandalizmu i wyposażane są w dodatkową warstwę szkła. Dla zachowania bardziej
jednolitego wyglądu fasady lub dachu pokrytego przylegającymi do siebie modułami
wprowadzono tzw. „laminaty” – moduły bez ram. Moduły produkowane na rynek BIPV
dostępne są w różnych kolorach (podłoża jak i samych ogniw), kształtach, rozmiarach,
profilach (dostępne są moduły zakrzywione do zastosowania na np. zaokrąglonych dachach).
Tak duża różnorodność dostępnych modułów jest nie tylko skutkiem zapotrzebowania
klientów, ale jest także spowodowana brakiem standaryzacji obejmującej sektor BIPV.
Ponieważ rynek BIPV jest ciągle w początkowej fazie rozwoju brak standaryzacji nawet tak
podstawowych parametrów jak wielkość modułów powoduje, że dla każdego nowego
budynku musi być przygotowywany kompletny projekt dostosowany do wymogów
zastosowanych modułów, systemu montażowego i tym podobnych, co komplikuje proces
projektowania i zwiększa jego koszty. Moduły PV muszą spełniać wymagania przepisów
dotyczących wymagań mechanicznych, elektrycznych, certyfikacji, zabezpieczania przed
korozją i trwałości tak samo jak wszystkie inne materiały budowlane.
Przy projektowaniu nowego budynku z systemami BIPV konieczna jest wieloaspektowa
analiza dostępnej lokalizacji. W celu zmaksymalizowania korzyści ekonomicznych system
musi generować tak dużo energii elektrycznej jak to możliwe. Aby móc oszacować ilość
pozyskiwanej energii elektrycznej należy wziąć pod uwagę takie czynniki jak szerokość
geograficzną, warunki klimatyczno-pogodowe, orientację budynku i kąty nachylenia
możliwych do wykorzystania jego powierzchni, które, o ile to możliwe, powinny być
zaprojektowane właśnie z myślą o maksymalnym zbliżeniu do kąta optymalnego dla danej
szerokości geograficznej.
Konieczne jest tez uwzględnienie zacienienia płaszczyzn, na których planowana jest instalacja
systemów fotowoltaicznych. Muszą zostać uwzględnione cienie takich obiektów jak sąsiednie
budynki, okoliczne drzewa, kominy a także „samozacienienie” systemów przez bryłę
budynku na którym są umieszczone. W przypadku dachów typu „szedy” i systemów na
dachach płaskich montowanych na konstrukcjach wsporczych o pewnym kącie nachylenia nie
można pominąć cienia rzucanego przez same moduły na moduły sąsiadujące. Nie można
zaniedbać pozornie nieistotnych źródeł cienia jak cienkie anteny, maszty instalacji
odgromowej, barierki na dachu. Nawet cienkie cienie rzucane przez takie obiekty mogą
istotnie wpłynąć na sprawność systemu. Nie należy również zapominać o wydłużeniu
rzucanych cieni zimą, kiedy Słońce znajduje się znacznie niżej nad horyzontem niż latem i
nawet obiekty położone stosunkowo daleko mogą zakłócać pracę systemu w porze wschodu i
zachodu Słońca. W systemach fasadowych zaś bardzo istotną rolę odgrywa albedo otoczenia,
również zmienne wraz z porą roku (np. wpływ śniegu). Dopiero po uwzględnieniu wszystkich
tych czynników możliwe jest optymalne zaprojektowanie systemu BIPV pod względem ilości
uzyskiwanej energii.
Rysunek 7. Wpływ kąta nachylenia oraz orientacji płaszczyzny na dostepną ilość śwaitła słoncznego w stosunku
do wartości optymalnej – wartości orientacyjne.
Źródło: Fraunhofer ISE, Freiburg, Germany; Solarpraxis AG, Berlin, Germany
Wartość optymalnego kąta nachylenia zależy przede wszystkim od szerokości geograficznej
na której leży rozpatrywana lokalizacja. Optymalny kąt nachylenia generatorów
fotowoltaicznych to kąt umożliwiający największą możliwą produkcję energii elektrycznej w
zadanym okresie. Jest to z reguły kąt zapewniający największą możliwą ilość światła
słonecznego padającego na powierzchnię generatora a więc gdy promienie słoneczne padają
na płaszczyznę modułu pod kątem prostym. W systemach fotowoltaicznych bez systemów
śledzących ruchy słońca (trackerów), a więc w systemach BIPV, przyjmuje się, że kąt taki
powinien być osiągany w południe. Pozycja tarczy słonecznej nie zależy oczywiście jedynie
od pory dnia, ale także od pory roku, dlatego kąt nachylenia modułów fotowoltaicznych
optymalizowany jest dla dłuższych okresów.
W systemach dołączonych do sieci, gdzie najważniejsze jest oddanie do sieci jak największej
ilości energii są one nachylone pod kątem nieco większym niż kąt zoptymalizowany dla
miesięcy letnich, gdy produkcja energii jest największa. Natomiast w systemach
niedołączonych do sieci, gdzie priorytetem zapewnienie jest nieprzerwanej pracy systemu w
miesiącach zimowych kąt optymalizowany jest dla tych miesięcy. Dla Warszawy położonej
na równoleżniku 51°N optymalny kat nachylenia dla miesięcy letnich wynosi 32
°. Zasadą jest,
że dla średnich szerokości geograficznych, takich jak warszawska, kąt ten jest istotnie
mniejszy niż nominalna wartość równoleżnika natomiast dla szerokości poniżej 30° jest do
niej zbliżony. Optymalny kąt zależy jednak również od wielu innych czynników takich jak
znajdujące się w pobliżu obiekty mogące zacienić system lub w inny sposób wpłynąć na jego
pracę (np. obszar z dużą zawartością pary nad zbiornikami wodnymi). Również pożądany
rozkład ilości dostarczanej energii w ciągu dnia ma znaczenie (w przypadku konieczności
pokrycia dużego zapotrzebowania w godzinach porannych optymalny kąt będzie mniejszy).
W lokalizacjach gdzie spodziewane są duże opady śniegu zwiększenie kąta uniemożliwiające
zaleganie śniegu na modułach może być opłacalne.
Zalety i wady BIPV
Jedną z wad fotowoltaiki, wynikającą jednak z ograniczeń fundamentalnych – niskiej gęstości
mocy dostarczanej przez Słońce (przyjmuje się wartość 1367 W ponad atmosferą Ziemii), jest
konieczność zajmowania dużych obszarów w celu wybudowania elektrowni dużej mocy.
Zajęte obszary ziemi, mimo iż są to najczęściej nieużytki (np. stare lotniska), wykluczają ich
użycie do innych celów – rolnictwa, budownictwa, prowadzenia dróg itp. Mimo iż w chwili
obecnej stanowi to jedynie niewielki problem, wraz z rozwojem fotowoltaiki powierzchnie
zajmowane przez systemy mogą stać się czynnikiem ograniczającym dostępny dla rolnictwa i
innych celów areał, a także elementem zniekształcającym naturalny krajobraz.
W gęsto zaludnionych krajach Europy Zachodniej, Japonii czy w Stanach Zjednoczonych
koszty nabycia drogich gruntów mogą znacząco wpłynąć na zwiększenie kosztów systemu
fotowoltaicznego. Ponadto doprowadzenie energii z takich elektrowni do miejsca jej zużycia
powoduje wzrost obciążenia sieci energetycznej i konieczność jej rozbudowy, co jest
przedsięwzięciem bardzo kosztownym. Rozwiązaniem tych problemów jest instalacja
systemów fotowoltaicznych bezpośrednio w budynkach, w których energia jej zużywana, co
zmniejsza obciążenie sieci energetycznej i obniża poziom strat przesyłowych. System
fotowoltaiczny może być tak zaprojektowany, aby był dostosowany do potrzeb
energetycznych budynku na którym jest zainstalowany w taki sposób, aby cała lub prawie
cała wytworzona energia była zużywana na miejscu. Instalacja systemów fotowoltaicznych na
dachach czy fasadach oczywiście nie wymaga zakupu gruntów. Odpowiednio
wkomponowane w budynek systemy fotowoltaiczne mogą być z zewnątrz niemal
niewidoczne lub, w zależności od intencji architekta, stanowić widoczny i atrakcyjny element
budynku. Powierzchnia dachów w krajach zurbanizowanych jest bardzo znacząca.
Zgodnie z oceną European Photovoltaics Industry Association (EPIA) [1] całkowita dostępna
powierzchnia dachów możliwa do wykorzystania dla systemów fotowoltaicznych na terenie
Niemiec, Francji, Wielkiej Brytanii, Włoch i Hiszpanii wynosi 3723 km2. W zależności od
przyjętej sprawności systemów fotowoltaicznych daje to możliwość zainstalowania od 161.9
GWp do 465.4 GWp mocy w fotowoltaice, co pozwoliłoby na pokrycie od 20% do 59%
zapotrzebowania na energię elektryczną w budynkach mieszkalnych w 2006 roku w tych
krajach. W Stanach Zjednoczonych wartość ta sięga 42% a w Japonii 51%. Liczby te nie
obejmują wykorzystania fasad.
Dokładniejsza analiza z 2009 roku dotycząca potencjału fotowoltaiki umieszczonej na
dachach w Wielkiej Brytanii została przeprowadzona przez UK Photovoltaic Manufacturers
Association[6]. Określa ona dostępną powierzchnię dachów na 3235 km2, co daje możliwość
instalacji systemów fotowoltaicznych o mocy 539 GWp. Po uwzględnieniu wpływu kierunku
w którym zwrócony jest dach na dostępne nasłonecznienie daje to 379 TWh energii
elektrycznej rocznie, co odpowiada 82% zapotrzebowania. Jest to bardzo duży potencjał,
zwłaszcza gdy uwzględnić jeszcze powierzchnię fasad liczącą 1197 km2, co daje dodatkowe
199 GWp i 81 TWh energii rocznie. Należy zauważyć, że powyższe liczby dotyczą dachów i
fasad skierowanych we wszystkich kierunkach, w tym na północ. Ze względu na większe
nasłonecznienie a co za tym idzie niższy koszt pozyskanej energii w pierwszej kolejności
wykorzystane zostaną dachy skierowane na południe. Ze względu na wciąż bardzo wysokie
koszty fotowoltaiki systemy skierowane na północ są niemal niespotykane.
Programy wsparcia
Z potencjału i zalet fotowoltaiki umieszczonej na budynkach zdają sobie sprawę te rządy,
które starają się wesprzeć rozwój fotowoltaiki w swoich krajach. Wiele z najważniejszych i
pionierskich programów rozwoju fotowoltaiki dotyczyło właśnie systemów na dachach
budynków. Pierwszy taki program został uruchomiony w Japonii w roku 1994. Jego celem
była instalacja 70000 dachowych systemów fotowoltaicznych. Do roku 2002 ilość
zainstalowanych systemów wyniosła 144000, co świadczy o sukcesie programu. Narzędziem
zachęcającym potencjalnych klientów do inwestycji w systemy fotowoltaiczne są jednak
bezpośrednie dopłaty do inwestycji, rozliczanie energii pozyskanej z tych systemów odbywa
się na zasadzie net-metering, co daje stosunkowo małe dochody z pozyskanej energii. Z tego
względu właściciele systemów mniej chętnie inwestują w naprawy systemów czy dbają o
zapewnienie odpowiednio sprawnej pracy. Programy polegające na wparciu na etapie
inwestycji przyczyniają się do zwiększenia mocy zainstalowanej w fotowoltaice jednak
niewielkie korzyści z pozyskiwanej energii sprawiają, że inwestorzy przykładają mniejsza
wage do trwałości i sprawności swoich systemów. Skutkiem tego jest mniejsza presja na
producentów modułów i systemów energetycznych na zapewnienie produktów odpowiedniej
jakości swoich produktów niż gdyby dochód inwestora zależał od ilości energii pozyskanej w
czasie życia systemu. Należy jednak zauważyć, że w skutek kryzysu ekonomicznego kredyty
stały się trudniej dostępne i trudniej pozyskać środki na inwestycje w systemy fotowoltaiczne.
Problemy inwestorów z wyłożeniem odpowiedniej kwoty na zbudowanie czy instalację
systemu fotowoltaicznego mogą stać się kluczowym czynnikiem limitującym rozwój
fotowoltaiki w najbliższych latach, na który feed-in tariff nie stanowi skutecznego remedium.
W Stanach Zjednoczonych w 1997 roku ogłoszona została Inicjatywa Miliona Słonecznych
Dachów (Million Solar Roof Initiative) mająca na celu stworzenie miliona dachowych
systemów fotowoltaicznych do roku 2010. Inicjatywa ta nie wprowadza jednolitego systemu
wsparcia w całych Stanach Zjednoczonych, spowodowała jednak podjęcie współpracy przez
Departament Energii, agencje rządowe, administracje stanowe i lokalne, operatorów sieci,
przemysł budowlany i fotowoltaiczny w celu identyfikacji i usunięcia barier prawnych
blokujących rozwój fotowoltaiki, tworzenia lokalnych i stanowych systemów wsparcia,
przyznawania ulg podatkowych, promocję systemu net-metering, preferencyjnych pożyczek i
wielu innych działań. W wyniku tej inicjatywy na terenie Stanów Zjednoczonych istnieje
wiele programów wspierających zorganizowanych przez władze lokalne, stanowe i zakłady
energetyczne adresowanych do różnych grup potencjalnych beneficjentów (osoby i
deweloperzy budujący nowe domy, właściciele planujący modernizację swoich domów,
właściciele obiektów wielko powierzchniowych itp.). Do roku 2003 Inicjatywa Miliona
Słonecznych Dachów przyczyniła się do instalacji 229000 dachowych systemów
fotowoltaicznych w Stanach Zjednoczonych.
Prawdopodobnie najambitniejszym dotychczas programem wsparcia rozwoju fotowoltaiki
jest Kalifornijski Plan Miliona Słonecznych Dachów (California Million Solar Roofs Plan –
CMSRP). Plan ten zakłada stworzenie 3 GWp mocy zainstalowanych w Kalifornii w ciągu 10
lat do roku 2018. Wielkość ta odpowiada 3-5% szczytowego zapotrzebowania na energię
elektryczną w Kalifornii. Plan ten zakłada różnego rodzaju ulgi podatkowe i dopłaty sięgające
nawet 2.5$/Wp dla właścicieli domów którzy zdecydują się zainstalować system
fotowoltaiczne. Ponadto deweloperzy budujący osiedla liczące więcej niż 50 domów
jednorodzinnych są zobowiązani zaproponować klientom opcję instalacji co najmniej 1 kWp
systemu fotowoltaicznego, co przyczyni się do wzrostu liczby systemów BIPV i pomoże w
redukcji kosztów instalacji systemów fotowoltaicznych.
Celem programu jest doprowadzenie do sytuacji w której połowa nowo budowanych domów
będzie posiadała system fotowoltaiczny. Ponadto zwiększony został limit udziału klientów
zakładów energetycznych którzy mogą stosować net-metering w rozliczeniach z zakładami
energetycznymi z 0.5% do 2.5% ogółu klientów. Instrumentem finansowym wspierającym
zachęcającym właścicieli domów do instalacji systemów PV jest lokalny system feed-in tariff
o stawce 0.39 $/kWh i okresie trwania zaledwie 5 lat. Systemy poniżej 100 kWp mogą dostać
dopłatę 2.5 $/Wp zamiast stawki feed-in tariff. Sam plan jest częścią strategii wzrostu udziału
energii odnawialnej w Kalifornii do 20% zużycia energii.
Każda z firm energetycznych działających w Kalifornii zobowiązana jest do otrzymywania
20% pozyskiwanej przez siebie energii ze źródeł odnawialnych. Największa z nich, firma
Pacific Gas and Electric, zamierza osiągnąć ten pułap poprzez inwestycję w trzy systemy
koncentratorowe z turbinami parowymi o łącznej mocy 500 MW, w warunkach
kalifornijskich kosztujące zaledwie 1/4 do 1/3 ceny za Wp fotowoltaicznego systemu
dachowego. Można się więc zastanawiać czy należy promować wykorzystanie standardowych
technologii fotowoltaicznych w każdych warunkach w momencie gdy dostępne są
alternatywne, tańsze i równie ekologiczne rozwiązania, zwłaszcza w kontekście kryzysu
ekonomicznego, wielkiego zadłużenia Kalifornii i kosztów Kalifornijskiego Planu Miliona
Słonecznych Dachów szacowanych na co najmniej 3 miliardy dolarów. [3]
Niemiecki program 100 000 słonecznych dachów (HTRP) uruchomiony w roku 1999 odniósł
spektakularny sukces, walnie przyczyniając się do stworzenia i rozwoju największego na
świecie rynku fotowoltaicznego. Przed jego uruchomieniem w Niemczech istniały jedynie
niewielkie programy pilotażowe takie jak program 1000 słonecznych dachów sponsorowany
przez Federalne Ministerstwo Nauki. Program ten, zakładający instalację ok. 300 MWp mocy
w fotowoltaice w związku z wypełnieniem założonego celu zakończony został w roku 2003,
półtora roku przed planowanym zakończeniem. Celem programu, poza samą instalacją
odpowiedniej mocy było wsparcie przemysłu fotowoltaicznego poprzez stworzenie
odpowiedniego popytu stymulującego rynek oraz obniżenie kosztów systemów
fotowoltaicznych poprzez ekonomikę skali. Należy zwrócić uwagę, że cel instalacji 300 MWp
był bardzo duży w porównaniu z niemieckim rynkiem fotowoltaicznym w wielkości 10
MWp. Instrumentami zachęcającymi do inwestycji w systemu fotowoltaiczne były
preferencyjne kredyty bez odsetek i możliwość umorzenia ostatniej raty, co w sumie daje
poziom dopłaty do inwestycji na poziomie około 35%. Poziom ten był zbyt niski dla
zachęcenia inwestorów co spowodowało słabe rezultaty programu w pierwszym roku jego
trwania.
Zwiększenie stawki feed-in tariff z 0.085 € do 0.51 € za kilowatogodzinę przyniosło
zdecydowaną poprawę sytuacji ekonomicznej inwestorów (ustawa Erneuerbare Energien
Gesetz – EEG). Założenia systemu feed-in tariff w Niemczech, który w walny sposób
przyczynił się do rozwoju największego rynku fotowoltaicznego na świecie zasługują na
dokładniejszy opis. W celu wymuszenia na producentach systemów fotowoltaicznych
wysiłków w kierunku obniżenia kosztów systemów, zwiększenia i sprawności, trwałości i
niezawodności przyjęto zasadę obniżania stawki feed-in tariff o 5%. Inwestor miał gwarancję
otrzymywania ustanowionej stawki feed-in tariff przez okres 20 lat. Skuteczność nowego
prawa była tak wielka, że w ciągu lat 2000-2003 zainstalowano łącznie 452.5 MWp wobec
10.9 MWp w roku 1999. Ze względu na duże obciążenie dla budżetu państwa (koszty
kredytów z oprocentowaniem 0% i umorzeń ostatniej raty wyniosły około 1 miliarda Euro),
prostotę i przejrzystość systemu feed-in tariff, jego potwierdzoną skuteczność oraz brak
obciążeń dla budżetu państwa po zakończeniu programu 100000 słonecznych dachów uznano
mechanizm feed-in tariff za podstawowy mechanizm wspierania rozwoju fotowoltaiki, a także
innych odnawialnych źródeł energii. Aby zrekompensować brak preferencyjnych kredytów od
roku 2004 zwiększone zostały stawki feed-in tariff. Wprowadzono także zróżnicowanie
stawek w zależności od wielkości systemu oraz od jego lokalizacji. Wyróżnione zostały
systemy na dachach budynków, na fasadach, oraz systemy naziemne.
Tabela 1. Początkowe stawki feed-in tariff w Niemczech w roku 2004 i w roku 2009 poniżej 30 kWp 30 - 100 kWp 100 - 1000 kWp Powyżej
1000kWp
2004
Systemy na dachach 0.574 € 0.546 € 0.540 € 0.540 €
Systemy na fasadach 0.624 € 0.596 € 0.590 € 0.590 €
Pozostałe systemy 0.457 €
2009
Systemy na budynkach i
ekranach akustycznych
0.4301 € 0.4091 € 0.3958 € 0.3300 €
Pozostałe systemy 0.3194 €
Z racji niższych kosztów zakupu modułów i instalacji większych systemów stawki feed-in
tariff maleją dla większych systemów. Wyższe stawki za energię z systemów
umiejscowionych na dachach są uzasadnione zaletami o których mowa na początku rozdziału.
Większość systemów instalowanych na dachach w Niemczech to wciąż systemy montowane
na istniejącym pokryciu dachu (dachówkach, blasze), kategoria ta obejmuje też BIPV. Ze
względu na to że systemy BIPV powstają niemal wyłącznie na nowo budowanych budynkach
ich udział jest stosunkowo niewielki. Dodatkowe 5 euro centów dla systemów fasadowych
ma pokryć różnicę w ilości produkowanej energii wynikającej ze zwykle pionowego
ustawienia modułów systemów fasadowych, co zmniejsza dostępne nasłonecznienie. Z
dopłaty tej jednak zrezygnowano od roku 2009 przy wprowadzaniu kolejnych poprawek do
systemu feed-in tariff. Systemy zaliczające się do otrzymujących najniższe stawki to przede
wszystkim duże, nawet liczące kilkadziesiąt MWp, systemy instalowane na ziemi. Ze
względu na ekonomikę skali takich inwestycji stawka feed-in tariff jest jednak wystarczająca
aby przyciągnąć inwestorów. Na uwagę zasługuje znaczny spadek stawek feed-in tariff dla
wszystkich rodzajów systemów fotowoltaicznych w ciągu zaledwie 5 lat. Spadek stawek
znajduje jednak odzwierciedlenie w spadku cen modułów fotowoltaicznych, przez co
utrzymany został okres zwrotu inwestycji będący rzędu 5-8 lat.
Pomimo, że niemiecki system feed-in tariff nie wspiera bezpośrednio BIPV (jeśli nie liczyć
systemów fotowoltaicznych w ekranach akustycznych) to będąc zaadresowany przede
wszystkim dla BAPV pośrednio wspiera również pokrewną branżę BIPV, zwłaszcza w
nowych budynkach. Poza bezpośrednim efektem zwiększenia mocy zainstalowanej w
systemach BAPV powstał przemysł i sektor usług (producenci modułów, falowników,
instalatorzy, architekci) z kadrami doświadczonymi w zagadnieniach specyficznych potrzeb
systemów fotowoltaicznych montowanych na budynkach, które w naturalny sposób stanowią
też solidną podstawę i bazę dla przyszłego rozwoju rynku systemów BIPV. O ile w przypadku
dachów zdecydowana większość systemów to systemy BAPV to w przypadku fasad udział
systemów BIPV jest większy. Ogółem jedynie ok. 1% rynku fotowoltaicznego w Niemczech
to systemy zintegrowane z budownictwem, wobec 89% udziału systemów dachowych BAPV.
W przeciwieństwie do Niemiec w niektórych krajach system feed-in tariff został dostosowany
wsparcia właśnie BIPV.
Tabela 2. Stawki feed-in tariff dla systemów BIPV i BAPV w wybranych krajach
europejskich w 2008r.[1],[4] (* przy założeniu 1ChF=0.66€, kurs z 21.07.2009) Kraj Wielkość systemu Stawka za kWh Roczne
zmniejszenie
stawek FiT
Okres wypłaty
stałej stawki
FiT BIPV BAPV
Francja 0.57 € 0.32 € Brak 20 lat
0.42 € (dep.
zamorskie i
Korsyka)
Włochy Poniżej 3 kWp 0.49 € 0.44 €
2% w 2009
20 lat
3-20 kWp 0.46 € 0.42 €
Powyżej 20 kWp 0.44 € 0.40 €
Szwajcaria Poniżej 10 kWp 0.90 CHF
*0.59 €
0.75 CHF
*0.49 €
8%
(od roku 2010)
25 lat
10-30 kWp 0.75 CHF
*0.49 €
0.65 CHF
*0.43 €
30-100 kWp 0.67 CHF
*0.44 €
0.62 CHF
*0.41 €
Powyżej 100 kWp 0.62 CHF
*0.41 €
0.60 CHF
*0.40 €
Stawki feed-in tariff dla systemów BIPV w wymienionych krajach są wyższe niż stawki dla
systemów BAPV. Różnica między tymi stawkami wynosząca we Włoszech 4-5 eurocentów
jest niewielka w porównaniu z różnicami tych stawek we Francji (nawet do 25 eurocentów)
czy Szwajcarii (do 10 eurocentów dla małych systemów). Należy jednak zwrócić uwagę, że
stawki te są dużo większe niż w Niemczech a dotyczą krajów dysponujących dużo lepszym
nasłonecznieniem. Motywacja dla inwestowania w systemy BIPV we Francji jest szczególnie
silna ze względu na blisko dwukrotnie wyższą możliwą do uzyskania cenę za pozyskaną
energię.
Spodziewane we Francji rezultaty to ogółem 160 MWp nowo zainstalowanej mocy do roku
2010. Celem włoskiego programu wsparcia rozwoju fotowoltaiki jest instalacja 3 GWp do
roku 2016. Ze względu na zwiększone dopłaty koniecznie jest stworzenie jasnych definicji
pozwalających na rozróżnienie systemów BIPV i BAPV. Zostało to dokonane w prawie
francuskim, jednak włoskie prawo nie precyzuje jaki powinien być stopień integracji
systemów fotowoltaicznych z budynkiem aby był on uznany za BIPV. Poza systemem feed-in
tariff Francja wprowadziła dodatkowe mechanizmy wsparcia dla fotowoltaiki takie jak ulgi
podatkowe dla gospodarstw domowych instalujących systemy fotowoltaiczne oraz wyższą
amortyzację dla firm.
Poza Hiszpanią rynki te są wciąż stosunkowo niewielkie w porównaniu z Niemcami (1.5
GWp w 2008 roku). Mimo długotrwałych procedur i barier administracyjnych Włochy
zdołały zainstalować 258 MWp w roku 2008, zaś Francja 46 MWp. W Szwajcarii zaś
zainstalowano zaledwie 7 MWp (dane z 2007roku). Hiszpania była największym rynkiem
fotowoltaiki na świecie z 2.5 GWp zainstalowanej mocy. W związku ze zbyt dużą mocą
zainstalowaną w fotowoltaice w stosunku do przewidywać ustawodawców i rosnącymi w
związku z tym obciążeniami konsumentów energii elektrycznej nałożone zostały limity na
moc zainstalowaną w fotowoltaice w Hiszpanii od października 2008 roku. Ograniczy to
zdecydowanie realizację nowych inwestycji w tym kraju tym bardziej, że aż 57% mocy w
systemach fotowoltaicznych w roku 2007 zostało zainstalowanych przez dużych inwestorów
budujących duże, wielomegawatowe elektrownie oraz grupy zrzeszające wielu mniejszych
inwestorów łączących siły w celu zmniejszenia kosztów (solar funds). Tymczasem limity te
zezwalają na instalację 240 MWp w dużych systemach powyżej 2 MWp oraz zaledwie 27
MWp w mniejszych systemach, w tym BIPV w roku 2009.
Rynek systemów BIPV stanowi obecnie jedynie ok. 1% całego rynku fotowoltaicznego.
Wartość rynku BIPV w roku 2008 szacowana jest na 214 milionów euro z systemami i łącznej
mocy 37.2 MWp wobec 143 milionów euro i 25.7 MWp mocy w roku 2007. Oznacza to
wzrost o niemal 50% pod względem wartości i 45% pod względem zainstalowanej mocy. Rok
2007 przyniósł równie imponujący wzrost rynku z poziomu ok. 100 milionów euro (43%)
oraz zwiększenie zainstalowanej mocy o 33%. Najnowsze prognozy dotyczące rozwoju rynku
BIPV szacują jego wielkość na 550 milionów euro w roku 2014.[5]
W szczytowym okresie boomu inwestycyjnego na rynku nieruchomości w 2008 roku, jeszcze
przed załamaniem rynku budownictwa pojawiały się optymistyczne prognozy przewidujące
rynek BIPV o wartości 8.2 miliarda dolarów i 10.8 GWp mocy w systemach BIPV do roku
2013 [6].
Największymi rynkami dla systemów BIPV są Niemcy, Francja, Hiszpania i Włochy.
Również Grecja, Portugalia i Szwajcaria wymaniane są wśród krajów w których ze względu
na istniejące i wprowadzane mechanizmy wsparcia rynek oraz duże nasłonecznienie BIPV ma
szansę na znaczący wzrost w najbliższych latach. Sukces fotowoltaiki w tych krajach jest
rezultatem wspomnianych wcześniej systemów wsparcia adresowanych dla BAPV i BIPV w
szczególności. Rynek fotowoltaiki, w tym BIPV, jest niestety wciąż silnie uzależniony od
finansowego wsparcia i datacji. Rozwój zależy więc przede wszystkim od przychylnego
stosunku polityków oraz istnienia odpowiednich mechanizmów wsparcia i zachęt do
inwestowania w fotowoltaikę. Warunki te są spełnione w wymienionych krajach będących
liderami rynku BIPV. Istnienie systemów wsparcia jest w chwili obecnej warunkiem
koniecznym dla rozwoju rynku BIPV w Europie, nie jest to jednak warunek wystarczający.
Równie istotne jest identyfikacja i likwidacja barier prawno-administracyjnych
wprowadzających długie procedury, opóźnienia i dodatkowe koszt wynikające z
niedostosowania prawa energetycznego do instalacji licznych generatorów o małej mocy, co
jest szczególnie widoczne w przypadku Włoch. Słabo rozwinięty rynek fotowoltaiczny we
Francji skutkuje z kolei brakiem doświadczonych firm instalacyjnych oraz architektów
doświadczonych w problematyce integracji systemów fotowoltaicznych z budynkiem.
Nie można również nie doceniać zagrożeń jakie niesie ze sobą światowy kryzys ekonomiczny
ograniczający nie tylko liczbę nowo budowanych domów, w których znacznie częściej stosuje
się systemy BIPV niż przy okazji remontów domów już istniejących. Ponadto ograniczona
została dostępność kredytów, co ze względu na konieczność poniesienia dużych nakładów
przy inwestycji w system fotowoltaiczny obniży skuteczność systemu feed-in tariff i
spowoduje potrzebę zapewnienia preferencyjnych kredytów, gwarancji itp. w celu utrzymania
wzrostu wartości rynku.
Ponad połowa, 55% rynku systemów BIPV to systemy na domach mieszkalnych.
Korzystniejsze stawki feed-in tariff dla małych systemów, dodatkowe ulgi podatkowe i
preferencyjne kredyty dostępne dla indywidualnych inwestorów, właścicieli domów
jednorodzinnych spowodowały, że właśnie systemy zintegrowane z takimi budynkami są
najważniejszą obecnie częścią rynku BIPV. Niestety najprawdopodobniej to właśnie ta cześć
rynku BIPV najmocniej odczuje skutki kryzysu ekonomicznego. Są to przede wszystkim
systemy zintegrowane z dachem budynku. W tym segmencie rynku najważniejszym
parametrem dla inwestora jest cena systemu i okres zwrotu inwestycji. Systemy
fotowoltaiczne podnoszą wartość budynku co powoduje wzrost cen nieruchomości je
posiadających. 30% rynku BIPV należy do budynków wykorzystywanych komercyjnie takich
jak biurowce, siedziby firm, hale magazynowe, sklepy wielko powierzchniowe itp. Są to
zwykle duże systemy instalowane w celu osiągnięcia zysku tam, gdzie stawki feed-in tariff
dla BIPV są korzystne, w celu wykorzystania dostępnych ulg podatkowych bądź dla
stworzenia bardziej proekologicznego wizerunku firmy. Pozostałe 15% rynku to przede
wszystkim budynki użyteczności publicznej, obiekty sportowe, projekty badawcze i
demonstracyjne. Celem projektów demonstracyjnych jest przed wszystkim zwiększenie
świadomości ekologicznej społeczeństwa. Są w nich zwykle stosowane najnowsze
rozwiązania technologiczne oraz przemyślany i przykuwający uwagę projekt
architektoniczny. W tego rodzaju projektach liczy się przede wszystkim efektowność, koszty
czy okres zwrotu inwestycji nie są priorytetami. Projekty demonstracyjne sponsorowane są
przede wszystkim przez rządy i inne wielkie organizacje.
Literatura:
[1] D. F. Montoro, Future Outlook Of BIPV International Workshop on BIPV, Nice, 30th
October 2008
[2] UK Photovoltaics Manufacturers Association, 2020 A vision for UK PV, marzec 2009
[3] Gerhard Stryi-Hipp The effects of the German renewable energy SOURCES ACT (EEG)
on market, technical and industrial development opublikowano na 19th
European Photovoltaic
Solar Energy Conference, Paris, 7-11 June 2004
[4] P. Gipe Swiss Adopt Aggressive Feed Law for Renewable Energy, 11 lipiec 2008
http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2008/07/swiss-adopt-aggressive-
feed-law-for-renewable-energy-53026
[5] H. Ahmed, A. S. (2009). The Future of Solar technology in Buildings: Fast and Strong
Growth When The Recession is Over . Frost and Sullivan
http://www.scribd.com/doc/15445989/BIPV-Europe-2008-Frost-and-Sullivan
[6] Nanomarkets, „Building Integrated Photovoltaics Markets: 2008”, 17 czerwiec 2008
http://www.nanomarkets.net/news/pr_detail.cfm?PRID=295
Deutsche Gesellshaft Fur Sonnenenergie (DGS), Planning and Installing Photovoltaic
Systems, December 2007