S IMULERING AV ALTERNATIV

Vinkel på solceller

För ett mindre system (0-50 rader) är det bättre att ha en större lutning, det vill säga 40 graders lutning. Väljer man att ha 50-150 rader ger 30 graders vinkel högst avkastning och årlig

energiproduktion. För system större än 150 rader är det bäst med en lutning på 20 grader (Figur 9 och 10). Viden större vinkel tillkommer andra krav såsom att bygga en robustare anläggning för att kompensera för vindstyrkan. I takt med att radantalet minskar blir också avståndet mellan raderna större, vilket gör att det inte blir lika mycket skugga från det egna systemet. I figurerna 11-25 har optimal vinkel på solcellerna räknats med.

Figur 9. Graferna representerar olika lutningar för solcellerna. x-axeln visar antal rader med 72 paneler på varje. y-axeln visar i den vänstra grafen avkastningen från systemet och i den högra grafen visas den årliga AC energin för de olika vinklarna.

Koldioxidutsläpp

Vid beräkning av koldioxidutsläpp enligt ekvation 4 erhölls ett tydligt samband. Ju mer kapacitet som installerats, desto större minskning av koldioxidutsläpp. Varje kWh el som produceras innebär en minskning på 85 g CO2. Störst minskning av koldioxid sker då systemet har flest antal solceller installerade (Figur 10).

Figur 10. Diagrammet visar hur stor koldioxidminskning systemet ger upphov till i takt med att systemet blir större.

SF och SS

För att räkna ut SF och SS för systemet behövdes det avläsas hur stor del av elbehovet som täcktes av solcellssystemet. Skalfaktorn av Dahls nuvarande elkonsumtion uppskattades till 3,05. Elproduktionen från solcellssystemet kunde inte täcka Dahls elbehov enligt den uppskattning som gjordes utifrån Dahls nuvarande lager. För att få en uppfattning om hur känslig faktorn var testades även en lägre skalfaktor på 1,80. Skalfaktorn 1,80 valdes för att visa hur systemet betedde sig även vid en uppskattad underdrift av elbehovet. För den största storleken på solcellssystemet var elbehovet högre än produktionen vid såväl en skalfaktor på 1,80 som 3,05 (Figur 11). En överproduktion kan ändå ske under vissa månader när solen lyser som starkast om systemet är tillräckligt stort. Mitt på dagen går det då för ett stort

solcellssystem att se att när det blir en överproduktion under natten, när det inte finns någon sol, täcks hela elbehovet av köpt el från elnätet (Figur 12).

Figur 11: Diagrammet visar hur mycket energibehovet står för per månad då en skalfaktor på 3,05 respektive 1,80 använts. Det visar även hur mycket AC energi solcellssystemet maximalt kan stå för.

Figur 12: Diagrammen visar hur elförbrukningen och elen från systemet ser ut under 24 timmar i månaderna januari, april, juli och oktober för storlekarna 12, 92 och 192 rader.

SF ökar ju större system man har. SF är även högre under de månader som solen lyser som längst och starkast, det vill säga under sommarhalvåret. Under vinterhalvåret är SF markant lägre och i exempelvis januari är den nästan obetydligt låg oavsett storlek på systemet (Figur 13).

Figur 13: SF för systemet i januari i orange, april i gult, oktober i grönt och juli i rosa. Ju större system, desto högre SF.

Precis som för SF gäller det att procenten SS ökar ju större system det handlar om. Som högst för skalfaktorn på 3,05 rör det sig om 20% och som lägst 1% (Figur 14).

Figur 14: Diagrammet visar hur stor del av elbehovet den producerade solelen kan stå för under första året i produktion. Visar för både en skalfaktor på 1,80 och på 3,05.

Överproduktion

Det är inte säkert att de timmar som är mest gynnsamma för att tillverka solel överensstämmer med de timmar som energibehovet är som störst. Den genererade el som överskrider elbehovet säljs ut till elnätet och räknas som överproduktion. Som tidigare nämnts kommer det att uppstå en överproduktion under året om solcellssystemet är större. Mer exakt blir det en

överproduktion för ett system som är större är 52 rader, det vill säga när solcellsystemets kapacitet överstiger 1400 kW. Därefter ökar överproduktionen och vid 192 rader (5117 kW) sker en överproduktion på 275 MWh (Figur 15).

Figur 15: Diagrammet visar hur mycket överproduktion som sker totalt över ett år för olika stora system.

IRR

Internräntan, IRR, beskriver den genomsnittliga årliga avkastning som en investering ger. Vid jämförelse av solcellssystem utifrån IRR väljs ofta den investering som ger högst IRR.

Systemet har som högst IRR när systemet är som minst. IRR ligger då på 7%, och för det största systemet ligger IRR på lite under 0% (Figur 16). När systemet består av 19 rader går effektgränsen över 500 kW vilket gör att en energiskatt på 33,1 öre/kWh läggs till. Skatten gör att IRR sjunker från cirka 7% ner till 2,7% och därifrån går det nedåt i takt med att systemet blir större. När systemet består av 172 rader (4590 kW) och 192 rader (5120 kW) är IRR negativt, vilket innebär att systemet inte kommer att generera någon avkastning, utan istället kostar energin mer. Om energiskatten exkluderas skulle IRR gå från cirka 7% för det minsta systemet till 3,5% för det största systemet (Figur 16).

LCOE

LCOE beräknas som den totala kostnaden under solcellssystemets livstid dividerat med nuvärdet av den uppskattade energiproduktionen under systemets livslängd. Dyrare projekt, drift- och underhållskostnad samt finansiering ger ett högre värde på LCOE. Ett större system ger högre LCOE. När systemet består av 20 rader går effektgränsen över 500 kW vilket gör att en energiskatt på 33,1 öre/kWh läggs till. Före energiskatten är LCOE 90 öre/kWh och efter skatt ligger den på 124-138 öre/kWh (Figur 17).

Återbetalningstid

Återbetalningstiden syftar till hur många år det skulle ta innan alla kostnader för systemet är betalda. Ju större system, desto längre tid tar det innan alla kostnader systemet medför är återbetalda. För ett system bestående av 18 rader går effektgränsen över 500 kW vilket gör att en energiskatt på 33,1 öre/kWh läggs till. Före energiskatten är återbetalningstiden 15 år och efter att skatten inkluderats rör det sig om 27-44 år i återbetalningstid (Figur 18).

NPV

NPV går ut på att beräkna nuvärdet för investeringen och se om den leder till vinst eller förlust. Ett negativt värde på NPV innebär att ett projekt inte anses vara ekonomiskt

genomförbart. Företaget kommer med andra ord att gå med en viss ekonomisk förlust beroende

på hur stort system de installerar och beroende på vad de angivit för diskonteringsränta. I den här rapporten används en diskonteringsränta på 6%. Om diskonteringsräntan hade antagits vara lägre, skulle resultatet ha sett annorlunda ut. Ju större systemet är, desto lägre blir NPV. Vid 500 kW läggs även en energiskatt på 33,1 öre/kWh på, vilket gör att NPV drastiskt sjunker vid 19 rader (Figur 19).

Figur 16: Diagrammet visar hur IRR ser ut för solcellssystemet beroende på hur många rader och hur stor kapacitet det är som installeras. Vid 19 rader läggs energiskatten på 33,1 öre/kWh till vilket representeras av den orangea grafen. Hur grafen ser ut utan energiskatten representeras av den blå grafen.

Figur 17: Diagrammet visar hur LCOE ser ut för solcellssystemet beroende på hur många rader och hur stor kapacitet det är som installeras.

Figur 18: Diagrammet visar återbetalningstiden för olika antal rader samt olika stor kapacitet av solceller.

Figur 19: Diagrammet visar hur NPV ser ut för solcellssystemet, där kapaciteten motsvarar hur stor produktion solcellssystemet bidrar med. Ju högre kapacitet, desto större system.