Fotowoltaika przez lata była opisywana głównie w dwóch skrajnych tonach. Z jednej strony jako technologia, która ma coraz tańej produkować prąd przez dekady. Z drugiej jako rozwiązanie, przy którym po cichu czai się niewygodne pytanie o to, ile z tej obiecywanej sprawności zostanie po 10, 15 czy 25 latach ciągłej pracy na dachu lub w dużej farmie. Od tej odpowiedzi zależy przecież to, czy domowa instalacja nadal będzie robić dobrą ekonomię, a duży projekt faktycznie dowiezie zwrot.
Właśnie dlatego nowe niemieckie badanie robi tak duże wrażenie. Dlatego, że tym razem punktem wyjścia nie były laboratoryjne próby na małej próbce albo obserwacje pojedynczych farm, ale ogromny przekrój prawdziwych instalacji działających w realnym świecie. To właśnie przy takich danych najlepiej widać, czy rynkowe założenia o starzeniu modułów były rozsądne, czy może przez lata opieraliśmy część kalkulacji na zbyt ostrożnych uproszczeniach.
Nie obietnice producentów tylko dane z 1,25 mln instalacji
Zespół z Brandenburgische Technische Universität Cottbus-Senftenberg przeanalizował ponad 1 mln, a dokładniej 1,25 mln niemieckich systemów fotowoltaicznych, obserwowanych przez maksymalnie 16 lat. Łączna moc tej próby wyniosła około 34-35 GW, czyli odpowiednią skalę, aby mówić już nie o ciekawostce, a o bardzo szerokim przekroju rynku. Badacze nie ograniczyli się przy tym do samej produkcji energii. Uwzględnili również moc instalacji, lokalizację, nachylenie i orientację modułów, a dane o nasłonecznieniu oparli na zasobach Copernicus Atmosphere Monitoring Service. Analizę zbudowali z kolei na wskaźniku wydajności liczonym zgodnie z normami IEC, a więc postawili na wskaźnik lepiej oddający praktyczne zachowanie systemu niż proste porównywanie surowej produkcji rok do roku. W swojej pracy autorzy piszą szerzej o spadku osiągów systemu wynikającym nie tylko z samego wieku, ale też z klimatu i zanieczyszczeń.
Czytaj też: Trafił do reaktora Fukushimy. Pierwsze zdjęcie od czasu katastrofy odsłoniło coś niepokojącego
Najgłośniejszy wniosek jest prosty. W omówieniach badania średnia roczna utrata osiągów wyniosła około 0,59%, a typowy zakres oscylował między 0,52% i 0,61% rocznie. To wynik lepszy, niż zakładała część wcześniejszych modeli ekonomicznych używanych do liczenia długoterminowej opłacalności instalacji. Jednocześnie nie kupowałbym bezrefleksyjnie hasła, że oto “wszystko, co wcześniej sądziliśmy, było błędne”. Historyczna literatura była bardziej zróżnicowana. Klasyczny przegląd NREL obejmujący blisko 2000 raportowanych przypadków podawał średnią degradację na poziomie 0,8% rocznie, ale medianę już rzędu 0,5% rocznie, przy czym 78% wszystkich danych mieściło się poniżej 1% rocznie.
Najnowszy niemiecki wynik tym samym nie wywraca całej wiedzy do góry nogami, ile raczej wzmacnia tezę, że w umiarkowanym klimacie i przy dojrzalszej technologii praktyka potrafi być bliższa dolnej granicy dawnych szacunków niż górnej. Jest to o tyle ważne, że z perspektywy rynku różnica między 0,59% a 0,8% rocznie wcale nie jest kosmetyczna. Przy czysto ilustracyjnym założeniu stałej utraty mocy instalacja po 25 latach zachowałaby około 86,2% punktu wyjścia przy spadku 0,59% rocznie, ale już około 81,8% przy 0,8%. Po 30 latach byłoby to odpowiednio około 83,7% i 78,6%.
Klimat nie jest obojętny dla paneli słonecznych
Z badania nie wynika jednak, że panele są magicznie odporne na wszystko. Wprost przeciwnie. Na ich osiągi wpływają upały, dni mroźne i zanieczyszczenie powietrza. W skrócie? Fotowoltaika może starzeć się wolniej, niż sądzono, ale nadal temperatura, warunki środowiskowe i jakość powietrza pozostają bardzo ważne. Innymi słowy, niemieckiego wyniku nie wolno mechanicznie kopiować na rynki o znacznie cięższych warunkach pracy dla fotowoltaiki.
Czytaj też: Coś ciekawego dzieje się z fotowoltaiką w Szwajcarii. Te panele słoneczne podbiły tamtejsze dachy
Jednym z najciekawszych i zarazem najmniej wygodnych wniosków jest różnica między małymi i dużymi systemami. Instalacje o mocy powyżej 30 kW traciły około 0,57-0,717% rocznie, podczas gdy mniejsze systemy mieściły się w przedziale 0,427-0,522% rocznie. Takie coś oznacza, że większe układy wypadały wyraźnie gorzej, mniej więcej o jedną trzecią, ale to wcale nie musi oznaczać, że wielka fotowoltaika jest nagle mniej atrakcyjna. Bardziej prawdopodobne jest to, że duże systemy są po prostu bardziej złożone i przez to bardziej narażone na efekty związane z serwisem, architekturą elektryczną, inwerterami centralnymi czy samą skalą eksploatacji.
Mniejsza degradacja to nie tylko lepszy wykres
Z punktu widzenia inwestora, właściciela domu albo banku finansującego projekt najważniejsze nie jest to, czy spadek wynosi 0,59% czy 0,61%, ale co z tego wynika dla kosztu energii w całym życiu instalacji. Autorzy badania przeliczyli to i wyszło im, że wolniejsza degradacja może obniżać ten koszt przeciętnie o około 4,8% względem analiz opartych na bardziej pesymistycznych założeniach. W praktyce oznacza to tyle, że część istniejących modeli mogła zbyt surowo traktować długowieczność fotowoltaiki, a to szczególnie w takich warunkach jak niemieckie czy zresztą nawet polskie, bo klimatycznie jesteśmy przecież blisko naszych sąsiadów.
Czytaj też: Magnez zamiast litu i grafen zamiast platyny. Ten akumulator nawet karmi się powietrzem
O czym trzeba z kolei pamiętać? Po pierwsze o tym, że badanie dotyczy Niemiec, a więc kraju o umiarkowanym klimacie, rozwiniętej infrastrukturze i dojrzałym rynku PV. Po drugie, autorzy sami pracują na rzeczywistych danych systemowych, a to oznacza, że pełnego rozdzielenia czystej degradacji modułu od reszty efektów terenowych nie da się tu traktować jako czegoś oczywistego. Po trzecie wreszcie, nawet jeśli średnia wygląda dobrze, to konkretna instalacja nadal może mieć pecha do gorszych warunków, błędów montażowych albo słabszego serwisu.
Źródła: BTU Cottbus-Senftenberg, PV Magazine, NREL
