Dvanásť najčastejších otázok o fotovoltike. Fakty a čísla o elektrine zo slnka

Fotovoltika patrí medzi najrýchlejšie sa rozvíjajúce obnoviteľné zdroje energie. Hoci nástup fotovoltických elektrární sprevádzali vysoké náklady vo forme garantovanej výkupnej ceny, technologický vývoj stlačil ceny modulov nadol a dotácie už nezohrávajú takú významnú rolu. V súčasnosti sa fotovoltika presadzuje najmä na strechách budov a vo forme samospotreby.

Aká je cena elektriny z fotovoltických elektrární? Ako je na tom v porovnaní s inými zdrojmi? Zaťažuje elektrina z fotovoltických zdrojov energetický systém? Existuje dostatok vhodného územia pre fotovoltické elektrárne na Slovensku bez zaberania úrodnej poľnohospodárskej pôdy?

Aká je vlastne účinnosť a výkonnosť fotovoltických elektrární a koľko štvorcových metrov potrebuje priemerná domácnosť na pokrytie celoročnej spotreby elektriny? Oplatil by sa prenos elektriny z najslnečnejších oblastí na juhu Európy?

Renomovaná nemecká organizácia Fraunhofer ISE publikuje a pravidelne aktualizuje najčastejšie otázky a odpovede o fotovoltike v Nemecku. Zhrňuje základné aktuálne čísla, fakty a zistenia o fotovoltickom odvetví. Väčšina z nich je platná nielen pre nemecký trh, ale aj iné krajiny Európy.

Energie-portal.sk prináša vybrané otázky a odpovede, pričom konkrétne čísla boli prispôsobené podmienkam na Slovensku na základe údajov a poznatkov Slovenskej asociácie fotovoltického priemyslu a OZE.

Je elektrina z fotovoltiky drahá?

Záleží na tom, s čím sa fotovoltika porovnáva. Porovnávať náklady na fotovoltickú elektrinu s fosílnymi alebo jadrovými zdrojmi nie je jednoduché. Dôvodom sú externé náklady v podobe environmentálnych a zdravotných rizík v súvislosti s emisiami znečisťujúcich látok, ktoré sa zvyčajne nezapočítavajú.

Marginálne náklady elektriny z atómových elektrární sa pohybujú okolo 0,01 eur/kWh, pri uhoľných elektrárňach 0,03 – 0,07 eur/kWh a pri plynových elektrárňach 0,06-0,09 eur/kWh. K tomu treba pripočítať fixné náklady v podobe investičných a kapitálových nákladov. Marginálne náklady zahŕňajú najmä náklady na palivo. Nepatrí sem likvidácia jadrového odpadu ani znečistenie ovzdušia.

Nové fotovoltické elektrárne vyrábajú elektrickú energiu pri nákladoch začínajúcich na 0,04-0,05 eur/kWh pri dodávke elektriny priamo do siete. Elektrina zo starších, menších fotovoltických elektrární je oveľa drahšia kvôli vyšším investičným nákladom v minulosti.

Okrem nákladov na výrobu elektriny treba počítať aj s rastúcim významom iných nákladov, ako napríklad budovanie skladovacích a konvertorových kapacít pre stabilizáciu siete (stacionárne batérie, elektromobilita, prečerpávacie vodné elektrárne, tepelné čerpadlá, zásobníky tepla). Tieto náklady podľa Fraunhofer ISE nesúvisia s rastúcou kapacitou fotovoltiky, ale skôr so štandardným vývojom transformácie energetiky.

Aké sú náklady na výrobu elektriny z fotovoltických elektrární?

LCOE (levelized cost of energy) náklady pre fotovoltickú elektráreň vyjadrujú pomer medzi celkovými nákladmi elektrárne a celkovou produkciou elektriny počas ekonomického života zariadenia. LCOE náklady tvoria:

• investície do vybudovania a inštalovania elektrárne
• podmienky financovania (výnos z investície, úrok, životnosť zariadenia)
• prevádzkové náklady počas života elektrárne (poistenie, údržba a opravy)
• miera slnečného žiarenia v danej lokalite
• ročná miera degradácie FV elektrárne

Graf č.1: Pokles ceny FV modulov a celková inštalovaná kapacita

Zdroj: Fraunhofer ISE

Takmer polovicu celkových investičných nákladov FV elektrárne tvorí cena modulu. S výkonom a veľkosťou zariadenia sa tento podiel zvyšuje. Vývoj ceny fotovoltických modulov prebieha vo forme tzv. učiacej sa cenovej krivky. Čiže každé zdvojnásobenie celkovej inštalovanej kapacity spôsobuje pokles cien o to isté percento.

Priemerná cena zahŕňa všetky hlavné technológie na trhu, napríklad panely z kryštalického kremíka aj tenkej fólie. Trend ukazuje, že zdvojnásobenie kumulatívnej inštalovanej kapacity fotovoltiky znamená zníženie ceny o približne 24 %. Ceny modulov v Európe sú o 10 – 20 % vyššie oproti ostatnému svetu v dôsledku antidumpingových opatrení Európskej komisie.

Výkupná cena elektriny z fotovoltických elektrární na Slovensku, ktoré začali s výrobou na začiatku tohto desaťročia, predstavuje zhruba 450 eur/MWh. Keďže táto cena je garantovaná po dobu pätnásť rokov, väčšina z týchto zariadení bude dostávať štedré dotácie ešte niekoľko rokov. Celková kapacita pre obnoviteľné zdroje na Slovensku sa rýchlo vyčerpala. Od roku 2013 sa nové zdroje prakticky prestali pripájať.

Pripravovaná aukcia nových OZE zdrojov na Slovensku počíta s FV elektrárňami s inštalovaným výkonom od 100 kW do 2 MW. Tie budú mať nárok na maximálnu výkupnú cenu vo výške 85 eur/MWh po dobu 15 rokov.

Pre porovnanie, v Nemecku sa výkupná cena garantovaná štátom po dobu 20 rokov pre menšie strešné FV systémy pohybovala do októbra 2019 do 0,1 eur/kWh. Stredne veľké systémy 750 kW-10 MW súťažia v aukciách. Začiatkom roku 2018 sa tu zazmluvňovala víťazná ponuka za 0,04 eur/kWh.

Graf č.2: Náklady na výrobu elektriny z FVE v závislosti od slnečnej radiácie

Zdroj: Fraunhofer ISE

V slnečnejších regiónoch sveta víťazili ponuky na úrovni 0,017 (Brazília) až 0,02 USD/kWh (USA). Plánovaná atómová elektráreň Hinkley Point C vo Veľkej Británii má zazmluvnenú cenu zodpovedajúcu výkupnej cene 0,12 eur/kWh plus prispôsobovanie inflácii po dobu 35 rokov. Odhadovaný čas uvedenia do prevádzky je rok 2025.

Po postupnom skončení garantovaných výkupných cien pri starších FV elektrárňach môžu tieto zariadenia pokračovať v dodávke elektriny pri uvedených minimálnych nákladoch. Tieto sú nižšie než pri ostatných fosílnych aj obnoviteľných zariadeniach z dôvodu nízkych prevádzkových nákladov a nulovej potreby paliva.

Je veľmi obtiažne určiť súčasné náklady a riziká výroby elektriny z fosílnych palív a jadra. Väčšina sa môže objaviť až v budúcnosti, ako napríklad jadrová katastrofa, trvalé uskladňovanie jadrového odpadu, či kontaminácia územia. Riziká jadrovej energie sú podľa niektorých odborníkov tak značné, že poisťovacie spoločnosti na celom svete nechcú ponúkať produkty pre takéto elektrárne.

Štúdia Versicherungsforen Leipzig stanovuje hodnotu rizika pri najvážnejšej jadrovej katastrofe na šesť biliónov eur. To by zvýšilo cenu elektriny na 0,14 – 67,3 eur/kWh v závislosti na časovom období akumulácie tejto sumy. Vo výsledku tak za atómové elektrárne v podstate ručia daňoví poplatníci.

Je cena elektriny pre domácnosti drahšia v dôsledku podpory fotovoltiky?

Áno. Ale cena elektriny pozostáva aj z množstva ďalších poplatkov, daní a odvodov, ktoré platia všetci odberatelia elektriny.

Oplatia sa nové fotovoltické elektrárne ?

Čím väčší je rozdiel medzi nákladmi na dodávku slnečnej elektriny a LCOE nákladmi fotovoltického systému, tým väčší význam má samospotreba elektriny. Pri systémoch s batériovým zásobníkom závisí výhodnosť samospotreby na prekrývaní sa ponuky a dopytu po vyrobenej elektrine. Uskladňovanie energie a technológie transformujúce energetiku ponúkajú veľký potenciál pre zvyšovanie samospotreby.

Výnosovosť fotovoltického systému je vyššia v slnečných regiónoch. Ale rozdiely v lokálnej intenzite radiácie sa nepremietajú do konkrétneho výnosu v pomere 1:1 (kWh/kWp). Ročnú výnosovosť ovplyvňujú aj ďalšie faktory, ako napríklad prevádzková teplota modulov alebo dĺžka trvania snehovej pokrývky.

Zaťažuje elektrina z fotovoltických zdrojov energetický systém?

Takmer všetky solárne systémy sú pripojené do decentralizovanej siete nízkeho napätia, kde sa elektrina aj spotrebuje. Preto FV elektrina nevyžaduje rozširovanie celoštátnej prenosovej siete. Vysoká hustota FV elektrární v nízkonapäťovej časti siete môže spôsobiť, že vyrobená elektrina prevýši spotrebu počas slnečných dní.

V takom prípade transformátory vracajú elektrinu naspäť do siete stredne vysokého napätia. Transformátorové stanice v oblastiach s vysokou hustotou FV zdrojov môžu dosiahnuť svoj limit. Pravidelné rozmiestnenie fotovoltických inštalácií v sieti preto znižuje potreby jej rozširovania.

Väčšie fotovoltické elektrárne alebo väčšia akumulácia menších elektrární v redšie osídlenej oblasti vyžaduje prispôsobenie distribučnej siete a transformačných staníc v určitých lokalitách.

Podľa štúdie Agora Energiewende je nemecká sieť schopná prepraviť požadované množstvá elektriny aj pri inštalovanej kapacite FV zdrojov na úrovni 100 GW v roku 2030. Nevyžiada si to žiadne veľké investície, iba modernizáciu a zlepšenie využívania existujúcich sietí.

Ak sa aj v Nemecku občas vyskytnú problémy pri prenose elektriny, dôvodom zvyčajne nie je fotovoltika. Príčinou je nadbytočná elektrina z veterných zdrojov na severe krajiny, nedostatok elektriny v dôsledku vypínania atómových reaktorov na juhu a zaostávajúce rozširovanie siete. Prevádzkovatelia prenosových sietí vtedy musia vyrovnávať rozdiely medzi ponukou a dopytom. Celkové náklady na tieto opatrenia dosiahli v roku 2017 1,4 miliardy eur.

Ak sa pripájanie fotovoltických zdrojov do siete realizuje na decentralizovanej báze a v blízkosti miest spotreby, znižujú sa prevádzkové náklady najmä prenosovej siete. Výhodou fotovoltických elektrární je možnosť ponúkania sieťových služieb, napríklad regulácie miestneho napätia, za konkurenčné ceny. Vhodné sú najmä pre systémy riadenia podriadených sietí, pričom zvyšujú ich stabilitu a kvalitu.

Konflikty s pomalými fosílnymi a atómovými elektrárňami

Jadrové a fosílne zdroje reagujú na meniaci sa dopyt po elektrine iba do istej miery z dôvodu technických a ekonomických obmedzení. Staršie, najmä lignitové elektrárne, nedokážu ekonomicky výhodne poskytovať vyrovnávajúcu elektrinu. Atómové elektrárne môžu meniť produkciu postupne a maximálne o 2 % za minútu.

Zmeny v produkcii jadrových zdrojov nastávajú z ekonomických dôvodov iba málokedy. Avšak výrobcovia z premenlivých zdrojov so zanedbateľnými prevádzkovými nákladmi majú prioritu. Preto často nastáva konflikt zdrojov, vedúci k výraznej nadprodukcii elektriny a negatívnej cene na trhu.

Uhoľné a atómové elektrárne produkujú elektrinu nepretržite, teda aj v prípade, že odhady prognózujú na druhý deň negatívnu cenu elektrickej energie.

Spotrebuje sa pri výrobe fotovoltických modulov viac energie ako vyprodukujú?

Nie. Návratnosť energie fotovoltických elektrární závisí od konkrétnej technológie a umiestnenia. Štúdia z roku 2017 uvádza dobu návratnosti energie v prípade modulov z kryštalického kremíka vo Švajčiarsku s predpokladanou životnosťou 25 rokov na úrovni 2,5 až 2,8 rokov. Energetická návratnosť veterných elektrární je podstatne kratšia, zvyčajne menej než jeden rok.

Existuje dostatok vhodného územia pre fotovoltické elektrárne na Slovensku?

V Nemecku pri výpočtoch vychádzajú z predpokladu, že 1 MWp FV elektráreň zaberie zhruba 1,4 hektára plochy. Na Slovensku SAPI kalkuluje s výmerou 1,5 hektára na 1 Mwp. Praktické využitie potenciálu závisí od ekonomických, regulačných a technických podmienok a obmedzení. Integrovaná fotovoltika, zahŕňajúca fasády budov, dopravné komunikácie a prostriedky, či územia v kombinácii s poľnohospodárstvom, sa vyznačuje o niečo vyššími nákladmi na výrobu elektriny ako v prípade otvoreného územia.

Podľa SAPI vhodné územie pre fotovoltiku na Slovensku existuje a nie je to poľnohospodárska pôda. Je veľa nevyužívaných plôch a pozemkov vhodných na umiestnenie FVE, problémom je však skôr kapacita distribučnej sústavy. Slovenskí fotovoltici vidia veľký priestor pre nové elektrárne na strechách, či fasádach, prevažne u samospotrebiteľov alebo v nových developerských zónach, v ktorých sa kombinujú rôzne funkcie využitia územia (bývanie, výroba, či retail).

Obrázok: Príklady integrovanej fotovoltiky

Zdroj: Fraunhofer ISE

Aká je účinnosť fotovoltických elektrární?

Nominálna účinnosť komerčných FV modulov (z kremíkových solárnych článkov) v posledných rokoch rástla o 0,3 % ročne. V súčasnosti dosahuje zhruba niečo viac ako 17 %, v prípade najkvalitnejších panelov až 22 %. Štvorcový meter modulu dosahuje výkon 170 Wp, drahšie moduly aj vyše 200 Wp.

Fotovoltické elektrárne však v skutočnosti nefungujú pri týchto nominálnych hodnotách z dôvodu, že tieto vyjadrujú produkciu energie pri tzv. štandardných testovacích podmienkach, ktoré v našom klimatickom pásme nastávajú len veľmi zriedkavo, a tiež kvôli prevádzkovým stratám.

Tieto vplyvy zohľadňuje koeficient pomeru výkonnosti. Správne navrhnutý FV systém dosahuje v súčasnosti pomer 80 – 90 % počas roka. Koeficient zohľadňuje straty z dôvodu vyššej prevádzkovej teploty, premenlivosti miery radiácie, znečistenia solárnych modulov, odporu káblov, strát pri premene prúdu v meniči (účinnosť najnovších meničov je na úrovni blížiacej sa 99 %), či dobu nečinnosti zariadenia.

V závislosti od miery radiácie a výkonnostného pomeru sa v slovenských podmienkach dosahuje štandardná výnosovosť na priemernej úrovni 1050 - 1100 kWh/kWp. V slnečnejších častiach krajiny to môže byť až do 1200 kWh/kWp. To zodpovedá výrobe 190 kWh na štvorcový meter modulu, pri najkvalitnejších zariadeniach okolo 210 kWh.

Ak priemerná štvorčlenná domácnosť spotrebuje ročne okolo 4000 kWh elektrickej energie, takúto spotrebu dokáže pokryť 20 m2 fotovoltických panelov pri súčasnej účinnosti. „Prepočty ukazujú, že šikmá strecha rodinného domu s južnou orientáciou je dostatočne veľká na umiestnenie 20 kusov FV modulov. To stačí na celoročné pokrytie spotreby elektriny v takejto domácnosti,“ uvádza Fraunhofer ISE.

Sklon modulov na rovných strechách a poliach sa pre zvýšenie ziskov ešte optimálne nastavuje. Pri zachovaní vzájomnej vzdialenosti v záujme zabránenia tieneniu, je potrebná plocha zhruba 2 – 2,5 krát väčšia ako výmera povrchu panelov. V roku 2011 na Slovensku predstavovala nutná výmera 2,0 hektára na 1 MWp inštalovanej kapacity FV elektrárne na zelenej lúke, pričom postupne táto výmera klesá. Aktuálne je na 1 MWp inštalovaného výkonu potrebných zhruba 1,5 hektára voľného pozemku.

Hoci výnosovosť fotovoltiky v slnečných regiónoch na juhu Španielska alebo v severnej Afrike dosahuje až do 1600 kWh/kWp, prenos tejto elektriny ďalej do Európy by ústil do strát a ďalších poplatkov. V závislosti od úrovne napätia dosahujú prenosové straty 0,5 až 5 % na 100 kilometrov. Prenosová sieť vysokého napätia znižuje straty z prenosu pod 0,3 % na 100 km. Čiže prepravné straty pri takomto prenose v dĺžke 5000 kilometrov by predstavovali okolo 14 %.

© PROPERTY & ENVIRONMENT s. r. o. Autorské práva sú vyhradené a vykonáva ich vydavateľ.