4 Resultat – teoretisk projektering av solcellsanläggning
4.5 Projekterade solcellsanläggningar
Nedanstående avsnitt beskriver de två olika alternativen för en solcellsanläggning med avseende på uppskattad årsproduktion, minskade koldioxidutsläpp och ekonomisk lönsamhet med och utan solcellsstöd. I avsnitt 6.5.3 analyseras alternativen genom en jämförelse. För att ge ett hållbarhetsperspektiv uppskattas mängden koldioxidutsläpp som minskar till följd av en investering i en solcellsanläggning. Landstinget Blekinge har idag ett grönt elavtal med närproducerad förnybar energi [23], men produktionen av solel stärker mängden förnybar energi i det svenska kraftnätet. Därför görs ett antagande om minskade koldioxidutsläpp utifrån den svenska energimixen som ger upphov till 20 – 40 gram koldioxid/kWh beroende på om det är ett vått eller torrt år, med tanke på andelen vattenkraft i Sverige[78].
Beräkningarna utgår från en livslängd på 25 år för anläggningarna. Den uppskattade årsproduktionen är ett medelvärde utslaget på 25 år enligt effektgarantin (se avsnitt 4 och figur 5). Investeringskostnaden är uppskattad utav två olika solcellsföretag och är angiven exklusive moms [18][19]. För fördjupning av beräkningar för produktion och minskade koldioxidutsläpp per år, samt ekonomisk analys se appendix avsnitt 9.1 och 9.2.
4.5.1 Placeringsalternativ A) – stående paneler 41° vinkel
Placeringsalternativ A) består av totalt 369 solcellsmoduler och en installerad toppeffekt på 101 kW (se figur 13). Årsproduktionen uppskattas bli ca 92 440 kWh/år vilket ger 42 kWh/m2 takyta och år (beräknat på en takyta på ca 2 200 m2, se avsnitt 4.1). År 2015 hade Landstinget Blekinge ett elbehov på 16 300 MWh (inköpt el) [22] där årsproduktion motsvarar 0,57 % och baserat på Sveriges energimix skulle koldioxidutsläppen minska med ca 1,8 – 3,7 ton/år.
Total investeringskostnad inklusive installation uppskattas vara 1 100 000 – 1 260 000 kr [18][19] och det ger en återbetalningstid på 9,8 – 11,3 år med solcellstöd och 14 - 16 år utan. Kostnaden för den producerade elen blir 0,58 - 0,66 kr/kWh och 0,81 – 0,92 kr/kWh beroende på beviljat investeringsbidrag.
Figur 13. Visar solcellsanläggningen placering på byggnad 02-33 enligt placeringsalternativ A) med totalt 369 solcellsmoduler och en installerad toppeffekt på 101 kW. Totalt radavstånd
mellan modulerna är 3.9 m (se avsnitt 4.4).
32
Nedanstående diagram (se figur 14) visar anläggningens produktionskurva under ett helt år. Månaderna november till februari motsvarar ca 11 % av den totala årsproduktionen.
Figur 14. Produktionskurvan under ett år för placeringsalternativ A). Baseras på reultat från beräkningar med programmet PVGIS-CMSAF [15], se appendix 9.1.1 och figur 16.
4.5.2 Placeringsalternativ B) – liggande paneler 15° vinkel
Placeringsalternativ B) består av total 528 solcellsmoduler och en installerad toppeffekt på 145 kW (se figur 15). Årsproduktionen uppskattas bli 122 660 kWh/år vilket blir 55,8 kWh/m2 tak och år (beräknat på ca 2200 m2 tak, se avsnitt 4.1). Det motsvarar 0,75 % av Landstingets totala elbehov av inköpt el år 2015 (16 300 MWh [22]) och en minskning av koldioxidutsläppen gentemot Sveriges energimix på ca 2,4 – 4,9 ton/år.
Total investeringskostnad uppskattas till 1 500 000 – 1 740 000 kr [18][19], inklusive installationskostnader, med en återbetalningstid på 10 – 11,5 år med solcellstöd och 14,2 – 16,5 år utan. Priset för den producerade elen blir 0,59 – 0,67 kr/kWh respektive 0,82 – 0,94 kr/kWh beroende på beviljat stöd.
Figur 15.Visar solcellsanläggningens placering på byggnad 02-33 enligt placeringslaternativ B) med totalt 528 solcellsmoduler och en installerad toppeffekt
på 145 kW. Totalt radavstånd mellan paneler är 1,9 m (se avsnitt 4.4.)
=@D; ?;>; <;?;; <=D;;<?;;;<>B;;<>=;; <==;; DD<; A>=; =C?; <BB; ; =;;; ?;;; A;;; C;;; <;;;; <=;;; <?;;; <A;;; # ' &' *# *! * & ) $+
'$* ) $#!' # (!)'#) +7
Placeringsalternativ B)33
Figur 16 visar produktionskurvan under ett år för solcellsanläggningen enligt placeringsalternativ B). Den visar att ca 8 % av den årliga produktionen sker mellan november till februari.
Figur 16. Produktionen per månad för solcellsanläggningen enligt placeringsalternativ B). Baseras på resultat från beräkningarna med programmet PVGIS-CMSAF [15], se appendix
avsnitt 9.1.2 och figur 16.
4.5.3 Jämförelse av placeringsalternativ A) och B)
Trots olika storlekar och total investeringskostnad är det ingen markant skillnad för återbetalningstid och kostnad för producerad el (se tabell 3) beroende på placeringsalternativ A) eller B) med eller utan solcellsstöd. Ur produktionssynpunkt fås ett högre värde för kWh/år och kWh/m2 takyta för alternativ B), samt större minskning av koldioxidutsläpp per år till följd av en högre årsproduktion av el. Även en årlig kostnadsbesparing är högre för alternativ B) än A).
För både placeringsalternativ A) och B) ger en investering utan solcellsstöd ett pris per producerad kWh som är högre än värdet på elen som är elpriset på 0,9 kr/kWh för den högre investeringskostnaden. Det ger en negativ årlig besparing.
=@<; ??@; <=?;; <B<;; =;?;;=;A;;<DA;; <AD;; <=?;; B<<; =CA; <A@; ; @;;; <;;;; <@;;; =;;;; =@;;; # ' &' *# *! * & ) $+
'$* ) $#!' # (!)'#) +7
34
Tabell 3. Jämförelse av placeringsalternativ A) och B), samt med och utan solcellstöd.
Återbetalningstiden beror på mängden årligen producerad el och det rådande elpriset. Diagrammet i figur 17 visar återbetalningstiden med solcellsstöd för bägge solcellsanläggningar beroende på elpris med konstant årsproduktion enligt tidigare angivna värden.
Figur 17. Visar återbetalningstiden för placeringsalternativ A) och B) beroende på elpris. Plac.alt A) = 92 440 kWh/år och plac.alt B) = 122 660 kWh/år.
Återbetlaningstiden är beräknat för lägsta investeringskostnad.
! ! #)!($!!!("$*!'6()72 #()!!')$& )6 72 $)3#+()' # ( $()#6 '72 <<;;;;;5<=A;;;; BB;;;;5CC=;;; <@;;;;;5<B?;;;; <;@;;;;5<=<C;;; #+()' '4&2 <<5<=1@ B1A5C1B <;1;5<= B1=5C1? '(&'$* ) $#6 72 #!+)$)3# %&)! $+6I72 '(&'$* ) $#4"E) -)6 4"E72
)')!# # () 6'72 <?5<A D1C5<<1> <?1=5<A1@ <;5<<1@ $()#%'($!!6 '4 72 ;1C<5;1D= ;1@C5;1AA ;1C=5;1D? ;1@D5;1AB '! (&' # 6 '4'72 C=DD55<CAC =D=AC5==<@= <;;C;55@<B; >C;B@5=BDDD #( =5*)(!&&6)$#4'72 >AD @=C <?@ <;< D=??; <==AA; =1?5?1D <1C5>1B ;1@B ?= ;1B@ @@1C ;1C ;1D < <1< <1= <1> !' # (!)'#) +7 <<1= D1C C1C C B1> A1B !' # (!)'#) +7 <<1> <; D C1< B1? A1C ; = ? A C <; <= '2
)')!# # () '$#&!&' (
35
4.5.4 Underhåll
Vid underhåll av solcellsanläggning framkom genom intervjuer [48][49][77] rekommendation om en årlig kontroll, samt installation av ett digitalt larm som indikerar på fel i systemet inkopplat till solcellsanläggningen. Respondenterna (se avsnitt 2.2) uppgav att ingen snöskottning förekom, förutom vid enstaka tillfälle då is skrapats bort från modulerna. Snöskottning genomförs inte därför att underhållskostnaden anses för stor i förhållande till elproduktionen och med hänsyn till personals säkerhet. Rengöringen av modulerna skedde naturligt genom regn. För Landstinget Blekinge att ta i beaktning för eventuell snöskottning är om solcellsanläggningen i kombination med mycket snö kan påverka takets konstruktion.
Vid konsultation med avdelningschef för underhållsavdelningen Darek Olsson [79], Landstinget Blekinge, uppgavs en årlig underhållskostnad för en solcellsanläggning till ca 5 000 kr, med avseende på övervakning.
4.5.5 Säkerhet
Det finns inga generella skrivelser angående säkerheten kring en solcellsanläggning utan specifika krav och önskelmål från, i detta fall räddningstjänsten. Utifrån genomförd intervju [11] framgår det att räddningstjänsten har önskemål om att på byggnadens brandpanel få information om att det finns en solcellanläggning på taket. Samt ha en DC-brytare (likströmsbrytare) placerad nära panelerna och innan växelriktaren innanför taket i byggnaden för att kunna bryta likströmskabeln och likströmsspänningen. Det förhindrar att en likströmskabel går genom byggnade och medför att enbart taket blir spänningssatt.
Övrig information från intervjuer tyder på att för att ha en god säkerhet föra en god dialog med räddningstjänst och brandmyndigheten [48][49].
36