| 1. |
- Campana, Pietro Elia, 1984-, et al.
(författare)
-
A gridded optimization model for photovoltaic applications
- 2020
-
Ingår i: Solar Energy. - : PERGAMON-ELSEVIER SCIENCE LTD. - 0038-092X .- 1471-1257. ; 202, s. 465-484
-
Tidskriftsartikel (refereegranskat)abstract
- This study aims to develop a gridded optimization model for studying photovoltaic applications in Nordic countries. The model uses the spatial and temporal data generated by the mesoscale models STRANG and MESAN developed by the Swedish Meteorological and Hydrological Institute. The model is developed based on the comparison between five irradiance databases, three decomposition models, two transposition models, and two photovoltaic models. Several techno-economic and environmental aspects of photovoltaic systems and photovoltaic systems integrated with batteries are investigated from a spatial perspective. CM SAF SARAH-2, Engerer2, and Perez1990 have shown the best performances among the irradiance databases, and decomposition and transposition models, respectively. STRANG resulted in the second-best irradiance database to be used in Sweden for photovoltaic applications when comparing hourly global horizontal irradiance with weather station data. The developed model can be employed for carrying out further detailed gridded techno-economic assessments of photovoltaic applications and energy systems in general in Nordic countries. The model structure is generic and can be applied to every gridded climatological database worldwide.
|
|
| 2. |
- Stridh, Bengt, Universitetslektor, 1957-, et al.
(författare)
-
Development of BIPV Business Cases : Guide for stakeholders
- 2020
-
Rapport (övrigt vetenskapligt/konstnärligt)abstract
- Over recent years, continuous price decreases of PV system components and technological improvements, leading to better efficiency and reliability, contributed to reinforce the attractiveness of this technology. This is a trend that also benefitted building-integrated photovoltaic (BIPV) systems, which have become more affordable. In addition, it appears that the sector is dynamic and able to gain traction, as the significant number of competitors on the market tends to demonstrate. Nevertheless, in spite of this multiplicity of existing integrated PV products and the apparent market opportunities, deployment of BIPV solutions remains limited. Among the explanatory factors for this observation, one can cite the lack of appropriate business models or, at least, the lack of business models with a clear value proposition for BIPV systems.Possible drivers for BIPV system installation are crucial in order to define a value proposition that is as efficient as possible, as well as a business model. To refine the understanding of these drivers, the first chapter of this report explores these aspects in depth in section 2. The value of BIPV is not purely the economic value from electricity generation; it can also be connected to contributing to the local transition of the energy system, locally produced electricity, sustainability and marketing. The value of BIPV can be leveraged by companies willing to highlight a vision or mission that reaches beyond profit-oriented goals. Also, as a building component, BIPV can provide the same or better building functionalities as other building materials and help at the same time to meet legal requirements in terms of energy performance of buildings. Finally, the ability of BIPV solutions to improve real estate value is evoked as well, increasing the attractiveness of such investments, provided that the involved stakeholders can take advantage of this value.Different stakeholders involved in the business models are highlighted. They constitute the focus of section 3, in which they are characterized by their specific interests and role in BIPV projects, to guarantee the efficiency of the designed business models.In the following section, the framework used to conduct the analysis and frame the discussion on business models is presented. It is directly followed by the main section of the report, where examples of business models related to different building typologies and central stakeholders, i.e. product or service providers, are presented. The first examples are based on projects for residential buildings, while the second is based on a product for commercial buildings and the third is a service for commercial buildings. Each example is followed by discussions regarding key values and stakeholders, the main touchpoints of the business model as well as the pitfalls to avoid. Remaining challenges to the implementation of such business models are also listed. This section demonstrates that BIPV business models, with various degrees of innovation, can be designed, even if implementation remains to be tested for some of them. Specific business models can be developed with the help of, or with ideas from, the generic versions in this report.Ultimately, the purpose of this report is to provide a guide for design and application of business models to be used by stakeholders involved in the design process, for example existing and new businesses in the energy and construction sectors or housing and real estate companies. The guide aims at helping by highlighting the critical points of attention, allowing stakeholders to ask the relevant questions, but also by providing some ideas and answers on business model design and on how to maximize value creation and recognition. Some technical aspects are included but they are not the focus of this report.
|
|
| 3. |
- Stridh, Bengt, Universitetslektor, 1957-, et al.
(författare)
-
Förbättrad beräkning av solelproduktion i Sverige
- 2020
-
Rapport (övrigt vetenskapligt/konstnärligt)abstract
- Nordligt läge med lägre solstrålning än exempelvis södra Europa och förhållandevis lågt elpris gör att noggranna förutsägelser av energiutbyte från solcellsanläggningar är av stor vikt när man gör investeringskalkyler i Sverige. Noggrannare beräkningar av förväntad solelproduktion ger mindre ekonomisk osäkerhet, vilket resulterar i en mer resurseffektiv utveckling. Val av meteorologiska data och beräkningsmetod för kalkyler av solelproduktion är därför av stor vikt.En fråga är därför vilket simuleringsprogram för solelproduktion som är bäst att använda i Sverige. OptiCE, Polysun, PVsyst och PV*SOL med programmens meteorologiska databaser visade sig här vara relativt likvärdiga för Stockholm, Norrköping och Visby. Överensstämmelsen är relativt god med de uppmätta värdena för solelproduktion under 2019, med skillnader på mindre än ±5%. Men de ger alla 13%-15% för höga värden för Kiruna. PVGIS med databas ERA5 ger lite större avvikelser för Stockholm, Norrköping och Visby än ovan nämnda program men ger ett värde nära det uppmätta under 2019 i Kiruna. SAM och PVGIS med databaserna SARAH eller COSMO ger större avvikelser än ovan nämnda program. Då SARAH i en jämförande studie hade bäst noggrannhet är det tänkbart att beräkningarna i PVGIS skulle kunna förbättras genom att välja SARAH i kombination med ett lägre värde än grundinställningen 14% för systemförluster.Den största osäkerheten vid uppskattning av solcellssystems elproduktion kommer från solstrålningsdata. Genom att förbättra solstrålningsdata och göra dem allmänt tillgängliga hjälps investerare att fatta beslut med minskad osäkerhet. Det finns behov av en branschstandard för solstrålningsdata i Sverige. En vidareutveckling av STRÅNG-modellen för solstrålningsdata är önskvärd. Ett standardförfarande hur man beräknar inverkan av skuggning skulle vara värdefullt, då skuggning vid sidan om val av solstrålningsdatabaser kan ha en stor inverkan på utbytet av solel.Solstrålningsklimatet kan förändras över tid, vilket man kan se i uppmätt solstrålning för Sverige. I framtiden kan även pågående klimatförändring ha betydelse för solinstrålning och därmed solenergiproduktion. Data för solstrålning, vind, temperatur och albedo från klimatscenarion för två tidsperioder (2030-2065 och 2066-2095) användes för att uppskatta hur solelproduktionen kan komma att påverkas. Resultatet pekar på att solelproduktionen minskar något men att förändringen endast är statistiskt signifikant i det scenario som representerar fortsatt höga koldioxidutsläpp och då endast för norra Sverige under den senare tidsperioden. Sett över hela landet beräknas förändringen för denna period hamna mellan -9% (10:e percentilen) och -2% (90:e percentilen) med medelvärde på ca -6%.De kartor för Sverige för optimerade lutningar, solstrålning och solelproduktion som tagits fram med den utvecklade modellen OptiCE är ett verktyg för att bättre förstå, utforma och förbättra installationer av solcellssystem i Sverige.Bland de undersökta modellerna för uppdelning av global horisontell solstrålning i diffus och direkt strålning för att ta fram egna solstrålningsdata för användning i simuleringsprogram är slutsatsen att för timvärden är Engerer2 eller Paulescu och Blaga lämpliga val. För 1-minutvärden visar Yang2 bäst prestanda.
|
|
| 4. |
- Stridh, Bengt, Universitetslektor, 1957-, et al.
(författare)
-
Uncertainties in Yield Assessments and PV LCOE : Report IEA-PVPS T13-18:2020 November 2020
- 2020
-
Rapport (övrigt vetenskapligt/konstnärligt)abstract
- Yield assessments (YA) and Long-Term Yield Predictions (LTYP) are a prerequisite for business decisions on long term investments into photovoltaic (PV) power plants. Together with cost data (CAPEX, OPEX and discount rate), the output of a YA and LTYP (utilisation rate, performance loss rate and lifetime) provides to the financial investors the parameters needed for the calculation of the Levelised Cost of Electricity (LCOE) and to assess the cash flow model of an investment with relative Internal Rate of Return (IRR) and Net Present Value (NPV).YA and LTYP outputs should be provided with a related exceedance probability. This gives the right tool to stakeholders involved in PV projects to take the best decision in terms of riskaversion. A reduction in the uncertainty of the energy yield can lead to higher values for a given exceedance probability and hence a stronger business case. Various efforts in the literature show the importance of having a common framework that can assess the impact of technical risks on the economic performance of a PV project.The most important parameter influencing the energy yield assessment is the site-specific insolation. Several aspects need to be considered: reliability of the database, interannual variability, long term trends.Site adaptation techniques combine short-term measured data and long-term satellite estimates. Short periods of measured data but with site-specific seasonal and diurnal characteristics are combined with satellite-derived data having a long period of record with not necessarily site-specific characteristics. Upon completion of the measurement campaign, which is typically around one-year, different methodologies can be applied between the measured data at the target site, spanning a relatively short period, and the satellite data, spanning a much longer period. The complete record of satellite data is then used in this relationship to predict the long-term solar resource at the target site. Assuming a strong correlation, the strengths of both data sets are captured and the uncertainty in the long-term estimate can be reduced. In Müller et al [1] an analysis on long-term trends for measured in-plane irradiance, Performance Ratio and energy yield for 44 rooftop installations in Germany was performed showing an average increase of in-plane irradiance of 1.1 %/year or about 11 %/decade over the period 2008 to 2018 for these systems. The increase in irradiance was especially higher than the observed Performance Loss Rate so that the energy yields of the systems analysed increased over the years with an average trend of 0.3 %/year. The typical output of Yield Assessments should report the contribution to each derating factor, starting from the Global Horizontal Irradiation to the energy injected in the grid. The starting point of PR = 100 is considered after applying the horizon shading as this become the annual insolation seen by the PV modules. The following table shows a best practice in providing an overview of gains/losses along each modelling step and the related uncertainty. The uncertainty related to each modelling step can be provided already referred to the irradiation/yield value or to the parameter that is modelled. The value in the table for the specific yield (including its uncertainty) is to be understood as an average value over the entire operating period. The possible deviations between the yields for individual recorded years and the specific yield calculated can be assessed by including interannual variability. For example, for temperature-dependent losses, the value of uncertainty could be referred to the temperature variability of the profile used in the assessment or to the temperature model used in the assessment. The ambient temperature variability and the various temperature models will lead to a different contribution in terms of yield loss and in terms of uncertainty.An emerging challenge in YAs is also due to the deployment of novel technologies (e.g. bifacial PV modules) with a contribution in terms of uncertainty that needs to be properly assessed.Building upon the knowledge available in the literature and the previous IEA PVPS Task 13 report [2], in this report we have moved forward from the uncertainty framework in yield assessment to two real implementations of it and the impact that uncertainties can have on lifetime yield predictions, on the LCOE and on the cash-flow.One of the most relevant question that we have tried to answer is also the following: How reliable are YA’s?This is an apparently simple question; however, the answer is not equally simple. Typically, investors require one YA. In some cases, more YAs might be requested if results are unclear. The various YAs can be averaged to assign a purchase value to a given project. In any case the question remains unanswered: why different assessors obtain different answers? Is one YA more reliable than others?
|
|
| 5. |
- Stridh, Bengt, Universitetslektor, 1957-, et al.
(författare)
-
Utvärdering av egenanvändning av solel i Sverige
- 2020
-
Rapport (övrigt vetenskapligt/konstnärligt)abstract
- I Sverige har saknats lättillgänglig statistik för egenanvändningen av solel för existerande solcellsanläggningar. Projektets syfte var att råda bot på denna kunskapsbrist. Med egenanvänd solel menas el som produceras med solceller och som används av solelproducenten i syfte att minska mängden köpt el. Egenanvändningens storlek påverkar solcellsägarens ekonomi, elnätinvesteringar som nätförstärkningar, kostnad för stödsystem i form av skattereduktion för överskottsel som matas in till nätet och kännedomen om storleken av den svenska solelproduktionen.Resultatet tyder på att egenanvändningen av solel i Sverige under 2018 var 36% för anläggningar upp till 20 kW installerad effekt och 41% för anläggningar mellan 20 och 1000 kW. Via tio olika kanaler har uppgifter för att beräkna egenanvändning av solel insamlats från närmare tusen solcellsanläggningar. Från dessa uppgifter har det tagits fram den mest noggranna uppskattning hittills av andelen solelproduktion som är egenanvänd av solelproducenten. Det finns stor spridning i egenanvändning mellan 0% och 100% och rapporten exemplifierar orsaker till dessa variationer.En Excelmall har tagits fram för beräkning av egenanvändning av solel för en planerad solcellsanläggning, med hjälp av timdata för elanvändning och förväntad solelproduktion. Den beräknade egenanvändning kan användas av solcellsförsäljare och potentiella solcellsägare som nödvändigt underlag för beräkning av lönsamheten för en solcellsinvestering.Sveriges totala solelproduktion under 2019 beräknades till 0,4 TWh genom att utgå från av Svenska Kraftnäts insamlade data för inmatad el till nätet och med hänsyn tagen till den solel som är egenanvänd, som inte ingår i de data som samlas in av Svenska Kraftnät. Denna metod för att beräkna Sveriges totala solelproduktion jämfördes med resultaten från två andra metoder.Olika metoder att påverka egenanvändning av solel i byggnad, liksom vad som påverkar lönsamheten för en solcellsinvestering beskrivs. En internationell översyn av styrmedel och metoder att öka egenanvändning av solel i byggnader i ett urval av Europeiska länder gjordes som en litteraturstudie. Det för närvarande främsta sättet att ytterligare stimulera till mer installerade solceller i Sverige vore att ta bort gränsen på 255 kW för full energiskatt på egenanvänd el, vilken gör att stora tak inte utnyttjas fullt ut idag.Slutligen ges förslag på framtida arbeten för att förbättra noggrannheten av beräknad egenanvändning och Sveriges totala solelproduktion.
|
|
| 6. |
- Yang, Ying, et al.
(författare)
-
Potential analysis of roof-mounted solar photovoltaics in Sweden
- 2020
-
Ingår i: Applied Energy. - : ELSEVIER SCI LTD. - 0306-2619 .- 1872-9118. ; 279
-
Tidskriftsartikel (refereegranskat)abstract
- Solar photovoltaic energy, driven mostly by the residential and commercial market segments, has been growing a lot in recent years in Sweden. In response to the commitment towards sustainability goals, this paper explores the potential of roof-mounted solar photovoltaic projects. This paper focuses on: roof area estimation, potential installed capacity, and potential electricity generation, at the single municipal scale and at the national scale. The following categories of different building types have been investigated: residential buildings, industrial buildings, buildings of social function, buildings of business function, buildings of economic/agricultural function, buildings of complementary function, and buildings of other unknown functions. The analysis starts from Vasteras, a typical Swedish municipality and ranking seventh among the largest cities in Sweden. An estimate of 5.74 km(2) available roof area potential is calculated, by considering factors such as building purposes, roof orientations, shadows and obstacles. The total potential installed capacity is calculated, assuming the installation of commercial photovoltaic modules, and design parameters for flat roofs such as inter-row distances and tilt angles. With the inputs of meteorological parameters and geographical information, the potential yearly electricity generation is calculated. The results reveal 727, 848, and 956 MWp potential installed capacity and 626, 720, and 801 GWh annual electricity production for Vasteras on pitched roofs and flat roofs with three scenarios, respectively. The extrapolation of the methodology to the entire of Sweden yields a total of 504 km(2) usable roof area and 65, 75, and 84 GWp installed capacity. Finally, we reveal a new understanding of usable roof area distribution and of potential installed capacity of roof-mounted solar photovoltaic systems, which can largely help evaluate subsidy scale and solar energy policy formulation in Sweden.
|
|
