VI Forum Operatorów Systemów i Odbiorców Energii i Paliw „Bezpieczeństwo energetyczne a nowe kierunki wytwarzania i wykorzystania energii w Warszawie”

Stanisław M. Pietruszko

Centrum Fotowoltaiki, Politechnika Warszawska

ul. Koszykowa 75, 00-662 Warszawa pietruszko@pv.pl

Fotowoltaika zintegrowana z budownictwem (BIPV) 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)

Stawka za kWh Kraj Wielkość systemu

BIPV BAPV

Roczne zmniejszenie stawek FiT

Okres wypłaty stałej stawki FiT

0.32 € Francja 0.57 € 0.42 € (dep. zamorskie i Korsyka)

Brak 20 lat

Poniżej 3 kWp 0.49 € 0.44 € 3-20 kWp 0.46 € 0.42 €

Włochy

Powyżej 20 kWp 0.44 € 0.40 €

2% w 2009

20 lat

Poniżej 10 kWp 0.90 CHF *0.59 €

0.75 CHF *0.49 €

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 €

Szwajcaria

Powyżej 100 kWp 0.62 CHF *0.41 €

0.60 CHF *0.40 €

8% (od roku 2010)

25 lat

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