Fotowoltaika floating – jak działają pływające farmy PV i czy mają sens w Polsce?

Floating PV działa jak zwykła fotowoltaika, tylko chłodniejsza: 10-15 % więcej MWh z tego samego MWp

Temperatura modułów fotowoltaicznych w instalacjach typu floating (FPV) podczas letnich szczytów nasłonecznienia jest o 8-10°C niższa niż w przypadku standardowych konstrukcji montowanych na gruncie. Woda pełni rolę naturalnego radiatora, który absorbuje ciepło wydzielane przez ogniwa krzemowe, co bezpośrednio wpływa na obniżenie współczynnika strat temperaturowych (temperature coefficient). Dzięki temu zjawisku moduły pracują w warunkach zbliżonych do Standardowych Warunków Testowych (STC), co przekłada się na wzrost uzysków energetycznych o 10-15% w skali roku w porównaniu do instalacji lądowych. Dodatkowym czynnikiem podnoszącym efektywność jest efekt albedo, czyli odbijanie promieni słonecznych od tafli wody, co jest szczególnie istotne w przypadku stosowania modułów typu glass-glass (bifacial).

Badania przeprowadzone przez Hanze University of Applied Sciences potwierdzają, że stabilizacja termiczna modułów PV na wodzie znacząco wydłuża żywotność komponentów półprzewodnikowych poprzez redukcję stresu termicznego. Mniejsza amplituda dobowych zmian temperatury ogranicza degradację struktury ogniw, co pozwala na utrzymanie wysokiej sprawności instalacji przez cały cykl życia projektu, szacowany na trzy dekady. Woda jako ośrodek o wysokiej pojemności cieplnej skutecznie przeciwdziała przegrzewaniu się falowników (inwerterów), jeśli są one zlokalizowane na pływających platformach w specjalnie wentylowanych obudowach o stopniu ochrony IP67 lub wyższym.

Potwierdzenie tych założeń w warunkach terenowych dostarczyło badanie przeprowadzone przez firmę BayWa r.e. w 2021 roku na zbiorniku Bomhofsplas w Holandii, gdzie odnotowano również 70% redukcję parowania wody na powierzchni pokrytej panelami. W Polsce pierwsze wymierne dane płyną z instalacji o mocy 0,5 MW uruchomionej w 2022 roku w Łapinie. Według danych operatora, rzeczywisty uzysk z tej elektrowni wyniósł 1 320 MWh/rok, podczas gdy referencyjna instalacja gruntowa w tej samej lokalizacji wygenerowała w tym samym czasie średnio 1 150 MWh z 1 MWp mocy zainstalowanej. Oznacza to realną nadwyżkę produkcyjną wynikającą wyłącznie ze specyfiki lokalizacji na akwenie wodnym.

Ponadto, panele na wodzie są znacznie mniej narażone na zanieczyszczenia stałe, takie jak pył rolniczy czy kurze z dróg nieutwardzonych, co ogranicza zjawisko tzw. soilingu. Mniejsza ilość osadów na powierzchni szkła solarnego pozwala na zachowanie optymalnej transmisji światła bez konieczności częstego czyszczenia mechanicznego. W związku z tym, koszty operacyjne (OPEX) związane z utrzymaniem czystości modułów są niższe niż w przypadku farm zlokalizowanych w sąsiedztwie pól uprawnych lub zakładów przemysłowych generujących zapylenie.

Czy opłaca się budować na wodzie? CAPEX +25 %, LCOE −9 % i 7,5-letni payback

Koszty budowy pływającej farmy fotowoltaicznej są obecnie o około 25% wyższe w porównaniu do tradycyjnych instalacji naziemnych. Przykładem mogą być wnioski inwestycyjne dla projektu w Brudzewie (60 MWp), gdzie średni koszt jednostkowy oszacowano na 4 mln PLN/MWp, podczas gdy analogiczna instalacja na gruncie wymagałaby nakładów na poziomie 3,2 mln PLN/MWp. Wyższy wydatek początkowy (CAPEX) wynika z konieczności zastosowania specjalistycznych systemów kotwiczenia do dna zbiornika, platform wykonanych z kompozytów odpornych na korozję oraz wzmocnionego okablowania klasy morskiej, odpornego na długotrwałe oddziaływanie wilgoci i promieniowania UV.

Mimo wyższych nakładów inwestycyjnych, wskaźnik LCOE (Levelized Cost of Energy) dla technologii floating PV jest o około 9% niższy niż dla farm lądowych. Wynika to bezpośrednio z wyższej wydajności energetycznej oraz faktu, że inwestor nie musi ponosić kosztów dzierżawy gruntów rolnych klasy I-III lub przeprowadzać kosztownych prac niwelacyjnych terenu. Według analiz BayWa r.e., przy obecnych cenach energii i uzysku wyższym o 15%, okres zwrotu (payback period) dla instalacji wodnej skraca się do 7,5 roku, podczas gdy dla instalacji gruntowej w podobnej lokalizacji wynosi on średnio 8,8 roku. Inwestor odzyska zatem kapitał o 16 miesięcy wcześniej dzięki wyższej gęstości energetycznej z metra kwadratowego zajętej powierzchni.

Globalny potencjał FPV szacowany przez Bank Światowy na ponad 4 000 GW wskazuje na ogromną skalę oszczędności wynikających z efektu synergii. W Polsce kluczowym elementem strategii finansowej stają się umowy PPA (Power Purchase Agreement). W Brudzewie umowa taka została już podpisana, a start budowy przewidziano na IV kwartał 2024 roku. Wykorzystanie unijnych funduszy na OZE oraz instrumentów finansowych takich jak pożyczki z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej dodatkowo poprawia rentowność projektów na terenach zrekultywowanych, gdzie infrastruktura przyłączeniowa często już istnieje po dawnej działalności wydobywczej.

Konstrukcja modułowa i mobilna pływających farm pozwala również na optymalizację kosztów logistycznych. Systemy HDPE są transportowane w elementach i montowane bezpośrednio na brzegu zbiornika, a następnie spychane na wodę i holowane na miejsce przeznaczenia. Eliminuje to potrzebę użycia ciężkiego sprzętu budowlanego na miękkim podłożu, co jest częstym problemem przy budowie farm na terenach podmokłych lub torfowiskach. W dłuższej perspektywie, niższe LCOE na poziomie 0,29 PLN/kWh czyni technologię floating PV wysoce konkurencyjną wobec innych źródeł odnawialnych.

Polska ma 6 600 zbiorników i tylko 5,7 GW floating PV na świecie – dlaczego tak wolno?

Brak jasnych regulacji prawnych dotyczących instalacji pływających farm fotowoltaicznych na zbiornikach wodnych stanowi obecnie główną barierę rozwoju tej technologii w Polsce. Inwestorzy muszą mierzyć się z dualizmem prawnym, gdzie z jednej strony proces podlega ustawie Prawo budowlane, a z drugiej wymaga uzyskania zgód na podstawie ustawy Prawo wodne z dnia 20 lipca 2017 r. (t.j. Dz.U. 2023 poz. 1478). Procedura wodnoprawna połączona z decyzją o środowiskowych uwarunkowaniach trwa średnio 18 miesięcy, co znacząco wydłuża proces inwestycyjny w stosunku do standardowych farm dachowych czy gruntowych.

Dla usprawnienia procesów administracyjnych eksperci wskazują na model holenderski, tzw. „jedno okienko wodno-środowiskowe”, które pozwala skrócić ścieżkę biurokratyczną o 40%. W Polsce kluczową rolę odgrywają Regionalne Dyrekcje Ochrony Środowiska (RDOŚ), np. w Gdańsku, które orzekają o wpływie instalacji na ekosystemy zgodnie z art. 127 ustawy Prawo wodne. Obecnie trwają prace nad doprecyzowaniem przepisów, które pozwoliłyby na traktowanie farm FPV jako obiektów o mniejszym oddziaływaniu, szczególnie na sztucznych zbiornikach pokopalnianych i osadnikach przemysłowych.

Istnieją również rygorystyczne wymogi techniczne i przestrzenne, które ograniczają liczbę dostępnych akwenów. Do najważniejszych należą:

• Minimalna głębokość zbiornika: musi wynosić co najmniej 0,8 metra, aby uniknąć osiadania platform na dnie przy niskich stanach wody.
• Limit pokrycia lustra wody: maksymalnie 25% powierzchni zbiornika może zostać przykryte panelami, aby zapewnić odpowiednią wymianę gazową i dostęp światła do głębszych warstw wody.
• Strefa buforowa: konieczność zachowania pasa 15 metrów wolnej przestrzeni od linii brzegowej dla ochrony strefy szuwarowej i umożliwienia dostępu służbom ratunkowym.
• Stabilność dna: wymóg przeprowadzenia badań geotechnicznych pod kątem stabilności systemu kotwiczenia, szczególnie na zbiornikach o dużych wahaniach poziomu wody.

Przykładem projektu uwzględniającego te restrykcje jest planowana instalacja w Żarnowcu o mocy 50 MWp, która zajmie 42 hektary lustra wody, co stanowi jedynie ułamek powierzchni całkowitej akwenu. Mimo wolnego startu, potencjał polskich wyrobisk po kopalniach węgla brunatnego i osadników przemysłowych jest oceniany przez Bank Światowy na 4 GW. Rozwój technologii hamuje również konieczność stosowania nowoczesnych falowników hybrydowych generujących hałas poniżej 35 dB w odległości 10 metrów, co jest wymogiem na obszarach chronionego krajobrazu.

Ekosystem pod panelami: mniej glonów, więcej ryb i 1,3 mln m³ wody rocznie uratowanej przed parowaniem

Instalacja pływających farm fotowoltaicznych na powierzchni zbiorników wodnych prowadzi do istotnych zmian w lokalnych ekosystemach, z których większość ma charakter prośrodowiskowy. Panele słoneczne ograniczają bezpośrednią ekspozycję tafli wody na promieniowanie słoneczne, co skutkuje spadkiem temperatury wody o 2-5°C w warstwach powierzchniowych. To z kolei hamuje gwałtowny rozwój sinic i glonów (eutrofizację), co jest kluczowe dla zachowania jakości wody w zbiornikach retencyjnych i osadnikach. Mniej zakwitów glonów oznacza stabilniejszy poziom tlenu w okresach letnich upałów.

Monitoring jakości wody przeprowadzony przez Hanze University of Applied Sciences wykazał, że poziom zawartości tlenu pod panelami pływającymi PV zmniejszył się tylko nieznacznie w ciągu jednego roku eksploatacji, ponieważ ruchy konwekcyjne wody oraz wiatr docierający pod konstrukcje wsporcze (wniesione na około 30-50 cm nad taflę) zapewniają wystarczającą aerację. Jednocześnie cień zapewniany przez panele słoneczne działa jako schronienie dla organizmów wodnych przed drapieżnikami i nadmiernym nagrzaniem. Innowacyjne rozwiązania, takie jak „bio-domki” wykonane przez firmę Ecocean, wypełnione muszlami i zanurzone pod platformami, aktywnie zachęcają do rozrodu ichtiofauny i zwiększają bioróżnorodność akwenu.

Jednym z najważniejszych argumentów hydrologicznych jest redukcja parowania wody, która według badań BayWa r.e. sięga 70% na obszarze przykrytym instalacją. W przypadku projektu Brudzew oznacza to oszczędność rzędu 1,3 mln m³ wody rocznie, która pozostaje w zbiorniku zamiast ulatniać się do atmosfery. Jest to kluczowe w dobie pogłębiającej się suszy hydrologicznej w Polsce. Ponadto obecność paneli prowadzi do mniejszej aktywności wiatru bezpośrednio przy powierzchni wody, co skutkuje mniejszą erozją brzegów zbiornika i stabilizacją linii brzegowej.

Wpływ na awifaunę jest stale monitorowany, a dotychczasowe obserwacje ptaków wodnych nie wykazały negatywnego wpływu na ich liczebność. Zastosowanie paneli bifacialnych z antyrefleksyjną powłoką znacząco redukuje zjawisko olśnienia, które mogłoby dezorientować ptaki w locie. Co więcej, zaobserwowano wzrost populacji niektórych gatunków, które wykorzystują krawędzie platform jako miejsca odpoczynku. Aby zminimalizować ryzyko zakłóceń, zaleca się stosowanie strategii adaptacyjnego zarządzania, takich jak instalacja napowietrzaczy pod polami modułów, co pozwala na pełną kontrolę nad dynamiką gazów rozpuszczonych w wodzie.

Od 155 kW w Barbarze do 550 MW w Chinach – gdzie floating PV rośnie najszybciej i co dalej z Polską?

Rozwój technologii floating PV w Polsce postępuje od małych instalacji badawczych po projekty wielkoskalowe, które mają zasilać zakłady przemysłowe i krajowy system elektroenergetyczny. Pierwszą instalacją o charakterze testowym była farma o mocy 155 kW zlokalizowana w Mikołowie (Kopalnia Barbara), która posłużyła do weryfikacji wytrzymałości systemów HDPE w polskim klimacie, w tym odporności na oblodzenie i parcie wiatru. Obecnie projekty wchodzą w fazę komercjalizacji o mocy liczonej w megawatach.

W skali globalnej dynamika wzrostu jest jeszcze większa: z poziomu 3 GW w 2020 roku rynek wzrósł do 13 GW w 2022 roku, a prognozy na rok 2050 mówią o mocy 460 GW. Liderami są Chiny z rekordową farmą Wenzhou Taihan Solar PV Park o mocy 550 MW oraz kraje takie jak Indie, Korea Południowa i Singapur, gdzie uruchomiono największą na świecie farmę morską (60 MW). W Europie prym wiedzie Holandia, wykorzystująca sieć kanałów i jezior do budowy systemów FPV, co pozwala na generowanie czystej energii bez ingerencji w krajobraz rolniczy.

Polska ma szansę zająć istotną niszę rynkową poprzez wykorzystanie specyfiki terenów pokopalnianych. Instalacja na zaporze Hapcheon w Korei Południowej o mocy 41 MW, zasilająca 20 tysięcy domów przy użyciu 92 tysięcy paneli, stanowi wzorzec dla polskich zbiorników retencyjnych przy elektrowniach wodnych. Hybrydyzacja tych dwóch źródeł pozwala na lepsze zarządzanie energią, szczególnie w okresach suszy, gdy produkcja z hydroenergii spada, a nasłonecznienie jest najwyższe. Strategia PEP 2040 (Polityka Energetyczna Polski) przewiduje osiągnięcie 2 GW mocy w technologii FPV do 2030 roku, co potwierdzają deklaracje Ministerstwa Klimatu i Środowiska dotyczące wsparcia dla innowacyjnych form OZE.