REserviceS final event

Var idag på ”REserviceS Final Event” i Bryssel tillsammans med knappt 100 andra personer, mest från Belgien och Tyskland men även två från Danmark (DTU deltagare i detta EU-projekt) och två från Finland (VTT deltagare i projektet).

Man började med att tala om att man inte fick citera med personnamn vad olika personer sagt i nyhetsbrev eller liknande. Har aldrig varit med om något sådant krav på föredrag jag besökt, men någon gång ska vara den första…

Dagen var indelad i tre pass. Först var det föredrag under 1,5 timme, sedan var det två paneldiskussioner på 1,5 timme vardera. Även vid måndagens ”final event” för EU-projektet PV GRID hade man paneldiskussioner. Jag är personligen inte så förtjust i dessa paneldiskussioner, men det är tydligen gångbart i de här EU-projekten.

Projektet hade hållit på i 2,5 år, lagt ner 170 manmånaders arbete och kostat 2,2 miljoner Euro. Resultatet har blivit rapporter och en sammanfattning på 14-sidor ”Economic grid support services by wind and solar PV” om man inte vill läsa slutrapportens 70 sidor. Man har tagit fram rekommendationer för integrering av mera förnnyelsebar energi i form av vind och sol i Europa. Rapporterna kan laddas ner från projektets hemsida.

I inledningen av dagen beskrev man bland annat behovet av forskning och utveckling enligt följande:

  • Hardware (wind and solar)
    • Sustainable provision
    • Portfoilio/communication
    • Offshore: monitoring for frequency support HVDC
  • Software and methods
    • Probabilistic forecast for system operation
    • Coordinate frequency support HVDC offshore
    • Advanced control strategies
  • System operational methods and GSS deployment strategies
    • Optimization strategies at distribution level
    • Method development for need assessment
  • Standards

Det var med andra ord relativt allmänt hållet vid dagens inledande föredrag. Man får läsa den fullständiga rapporten för att få mera kött på benen.

I ett annat föredrag berättades att arbete pågår för ett europeiskt regelverk med olika standarder för elnätet. Där nämndes följande områden för de riktlinjer man ska ta fram:

  • System operation framework guideline
  • Connection framework guideline
  • Balancing framework guideline
  • Capacity allocation and congestion management framework guideline

4 dokument var färdiga och 12 var under arbete. Detta arbete kommer även att påverka oss i Sverige på ett eller annat sätt.

I ett tredje föredrag berättade man lite om pågående EU-projekt. Det fanns väldigt många projekt, säkert 70-80 fanns i den ej fullständiga listan, som handlade om integerering av förnyelsebar energi i EU:s elnät, både på distributions- och transmissionsnivå. Den vetgirige hittar mycket info om de olika projekten på GRID Innovation online, som byggts upp av ett litet konsultföretag. Man kan även titta in på EU:s portal ”Research and innovation. Participant portal” om man är intresserad av att vara med i något projekt i ”Horizon 2020″. Det är rejält med pengar som EU satsar i Horizon 2020. Närmare bestämt 80 miljarder Euro under perioden 2014-2020…

Lite funderar man på hur många som tar till sig de resultat och all den information som tas fram av olika EU-.projekt och i vilken grad man når de tänkta målgrupperna? I en av paneldebatterna betonade en av deltagarna av ”REserviceS” borde ge sig ut på en ”roadshow” i varje land och där träffa berörda personer. Han menade att de kommer inte till möten som dessa och att man därmed når väldigt få personer. Jag kan inte annat än hålla med honom…

På plats i Bryssel

Är nu i Bryssel och hann med middag tillsammans med PV GRID deltagarna, ett 30-tal personer deltog på middagen. Internationella möten kan ge mycket intressant information eftersom de flesta länder kommit så väldigt mycket längre än Sverige.

Satt vid Karl Moosdorf, en tysk som nu bodde i Portugal. Han bodde i ett hus i södra Portugal som inte var anslutet till elnätet. Han försörjde sig med solel och använde blybatterier för lagring. Bara en så’n sak…

Men det som var ännu mer spännande var att han jobbat 18 år med solföljare. Det blir en mycket värdefull kontakt vid utvärdering av de 10 mindre forskningssystemen i MW-parken i MdH-projektet ”Utvärdering av solelproduktion från Sveriges första MW solcellspark”.

I södra Portugal ger enligt Karl ett fast system 1 700 kWh/kW medan ett 2-axligt solföljande ger 45% mer, 2 500 kWh/kW. Han hade två solföljare hemma vid sitt hus. Båda var ur funktion för tillfället, det ena var från Deger Energie. Solföljare gör störst nytta där man har en hög andel direkt solinstrålning. Har man många mulna dagar med enbart diffus solinstrålning gör solföljare inte någon eller endast marginell nytta. På flyget på väg ner läste jag i boken Photovoltaics av Konrad Mertens. I Tyskland är knappt 40% av solinstrålning direkt medan i Marseille är 65% av solinstrålningen direkt.Hur stor andelen är i Sverige har jag ingen tillgänglig uppgift om när jag sitter här på ett hotellrum i Brüssel, men andelen borde vara ungefär som i Tyskland.

Karl ansåg att SolarTrack gjordes världens bästa solföljare. Han ansåg också att astronomisk solföljning var att föredra framför sensorstyrd solföljning, på grund av mindre risk för problem med solföljningsfunktionen.

I Portugal har man tidigare stödsystem för solceller haft ett tak på maximal effekt per anläggning. Det gjorde att man valde 2-axlig solföljning för att optimera energiproduktion. Från och med i morgon försvinner detta tak och även alla stödsystem. Karl trodde då att man kommer att satsa på fasta solcellsanläggningar istället för solföljare, av ekonomiska skäl.

Upp till 1,5 kW effekt behövde man i Portugal bara registrera sin solcellsanläggning på en websida. När kommer vi att få en nationell databas över svenska solcellsanläggningar? Det känns märkligt att ingen vet hur många solcellsanläggningar som är installerade i Sverige eller exakt hur stor den totalt installerade effekten är eller hur storleksfördelningen ser ut. Den statistik som samlas in i IEA PVPS Task 1 bygger på enkäter av hur mycket olika installatörer har sålt, så det finns en viss osäkerhet i den installerade effekten och de säger inget om hur många anläggningar som finns installerade eller vilken storleksfördelningen är.

PS. Ett problem som Karl noterat för Portugal var att utbildade ingenjörer systematiskt värvades av Tyskland som lockade med olika förmåner om de flyttade till Tyskland. Portugal stod för kostnaden för utbildningen av ingenjörerna men det var Tyskland som drog fördel av detta…

Slutmöte i EU-projektet PV GRID

Åker till Brüssel i morgon. Innan jag åker iväg kommer jag att tillsammans med några andra ABB:are att träffa två personer från Power-One, som tillverkar växelriktare och som ABB köpte ifjol för en miljard dollar. Amerikanska Power-One var då den näst största tillverkaren av växelriktare, efter tyska SMA.

Svensk Solenergi deltar i projektet PV GRID inom EU:s IEE (Intelligent Energy Europe). Projektets fulla titel är “Reducing barriers hampering large-scale integration of PV electricity into the distribution grid”. 21 partners från 17 EU-länder deltar i projektet. Sverige är det enda av de nordiska länderna som deltar.

Den databas projektet tagit fram rankar varje land beroende på hur “smart” den process som projektutvecklare (privatpersoner, kommuner, företag) måste igenom för att en solcellsanläggning ska kunna mata in solel på elnätet. De svenska resultaten är baserade på intervjuer av fem svenska installationsföretag, enligt en strikt mall som användes i alla deltagande länder. Intervjuerna är utförda av Bengt Stridh, ABB Corporate Research, på uppdrag av Svensk Solenergi.

PV-GRID har sitt sista projektmöte på onsdag i Brüssel. Där deltar Jan-Olof Dahlenbäck, Svensk Solenergi, och jag.

Projektet anordnar även ”Final European PV GRID Forum” på måndag. Det är öppet för alla och det är gratis att delta.

På tisdag är det ”REserviceS Final Event”. Ser att det mötet är fullbokat.

EU PVSEC – Dag 4

Lägger in dessa noteringar i efterhand.

Som alla dagar flera parallella sessioner. Idag gick jag på sessionerna

  • ”Development and application of standardised methods for performance assessment”,
  • ”Operation, Performance and Reliability of Photovoltaics (from Cells to Systems)/ PV Applications”
  • ”PV in Electricity Markets”
  • ”Innovative Business Models for Large PV Deployment”
  • ”Energy storage”

I föredraget ”Results of the Sophia Module Intercomparison” berättade Mihaylov om resultatet av en ”Round Robin” test där  moduler med tre olika teknologier skickats till 11 olika lab i Europa. Vid STC (Standard Test Conditions) varierade resultat för de olika labben mellan ca -3,5% och +2,5% i förhållande till den effekt som leverantör angivit för modulerna (lite oklart om det var märkeffekten eller den effekt som leverantör mätt vid flashtest som man jämfört med). De olika labben angav ett mätfel från knappt 2% till ca 6%! Testen visade att visa labb hade systematiska mätfel och testen visar också att det inte är helt lätt att mäta exakt…

Ett föredrag handlade om uppdateringar av standarden IEC 61730 ”Photovoltaic (PV) module safety qualification”.

Föredraget ”High Penetration PV in Local Distribution Grids” av Stetz handlade om resultat från IEA PVPS Task 14. Han gick igenom de olika stadier som utvecklingen av PV har ur ett nätägarperspektiv från ”1. Passive role” till ”2. Increasing hosting capacity” och därefter ”3. PV as a major electric source”. Sverige är idag bara i början av fas 1 och har ännu långt kvar till fas 2. Länder som Tyskland där solel ifjol stod för 5,3% (29,7 TWh) av elanvändningen är i fas 2. I Task 14 har man tittat på olika lösningar att komma tillrätta med överspänningar, överlast av nätet (sol och vind genererar överskott av el) och behov av reaktiv effekt som är sällsynta i fas 1 men som blir märkbara i fas 2.

Energilagring var ett ämne som förutom en egen specialsession även förekom i andra föredrag. Georg Bopp från Fraunhofer Institutet i Tyskland höll föredraget ”Electric storage for Renewable Energy Supply”. Han hade gjort en uppskattning av den lagringskapacitet som behövdes i Tyskland om man 2050 skulle ha 100% förnyelsebar energi (förutom för trafik). Hans lösning bestod av 68 TWh vätgas och metan, 2,2 TWh storskaliga värmelager i fjärrvärmesystem, 0,7 TWh ”heat buffers” i byggnader, 0,06 TWh pumpkraftverk och 0,056 TWh stationära batterier (9 miljoner batterier på 6 kWh vardera). Anledningen till att han ville satsa på gaslager var att man i Tyskland redan har en infrastruktur för lagring av naturgas. Ett problem med vätgas är dock den låga systemverkningsgraden för el till gas och åter till el, som han själv angav till 41%.

I föredraget ”Economics of residential PV battery systems in the self-consumption age” hade Weniger beräknat lönsamhet med batterier i Tyskland. Han trodde att i framtiden skulle de flesta småhus med solceller även ha ett batterilager. Det konsumentelpris han antog som medel var 0,34 Euro/kWh (3,1 kr/kWh), antaget en framtida prisökning på el med 2%/år och med övriga antaganden var slutsatsen att det behövdes ett batteripris på ca 500-2000 Euro/kWh. I Sverige har vi betydligt lägre rörligt elpris. Skillnaden är idag och sannolikt under en lång tid framöver alltför liten mellan marknadspriset för såld el (Nord Pool spotpris) och det rörliga elpriset för att batterier ska vara ekonomiskt lönsamma för småhus.

En vanlig kritik mot exempelvis det tyska stödsystemet för förnyelsebar energi med inmatningstariffer (feed-in tariffs) är att det kostar mycket pengar. I detta sammanhang var Henri Gouzerh föredrag om ”Merit order effect: the case of PV in Europe” intressant. ”Merit order” syftar på den ofta bortglömda effekten att ökad andel solel har påverkat elpriserna, som blivit lägre, och som därmed gett slutkunderna besparingar. Hans uppskattning var att dessa besparingar rörde sig om 20 miljarder Euro under åren 2007-2013 i Europa.

Detta var ett axplock av dagens intryck och när jag lämnade konferensen 18.30 på kvällen för att flyga hem till Sverige var jag mycket nöjd med årets EU PVSEC.

EU PVSEC – Dag 3

Förmiddagen ägnades åt ett parallell ”event” till konferensen. Det var EU-projektet PVCROPS som hade tre föredrag. Akronymen skulle uttydas PV Cost-r€duction Reliability Operational performance Prediction Simulation. Det kändes lite tveksamt när jag såg detta enormt breda område, men de tre föredragen var lysande!

Eduardo Lorenzo höll föredraget ”Quality assurance of PV plants connected to the grid”. Han drog över tiden rejält men det var det värt. Det går inte att kortfattat redogöra för allt han sa men de hade tagit fram en ”design and simulation toolbox” som hette SISIFO. Det kan vara värt att kasta ett öga på den, man hittar den på projektets hemsida.

En detalj Eduardo nämnde är att en pyranometer, som används för mäta solinstrålningen, bör rengöras dagligen. Hans erfarenhet är från spanskt klimat där det är betydligt torrare och där det blir mera ”damm” på solinstrålningsmätarna. Undrans hur många som rengör sina referenssolceller eller pyranometrar i Sverige? Jag har gjort ren referenssolcellen på vårt tak bara några enstaka gånger under de snart fyra år vår nuvarande solcellsanläggning varit i drift. Det blir inte så mycket synlig smuts på modulerna eller referenssolcellen och efter regn blir de rena.

För åldringsstudier i en solcellsanläggning rekommenderade han referensmoduler. I den studie man höll på med i Spanien hade man inte sett någon signifikant degradering efter 5 års studier, de eventuella förändringar man sett låg inom mätnoggrannheten.

Kan vara värt att nämna att på eftermiddagen såg jag en poster (5BV.1.31) där man studerat moduler som varit i drift 15 år i norra Danmark. Man kunde inte mäta någon signifikant ändring av effekten vid STC (Standard Test Conditions = solinstrålning 1000 W/m2, celltemperature 25C och spektrum motsvarande ”air mass” 1,5). Vid lägre solinstrålning hade effekten minskat med 0,3-0,5% jämfört med en lagrad modul som inte exponerats för solljus. Detta är ytterligare en indikation på att i nordiskt klimat är degraderingen av moduleffekten betydligt lägre än de max 20% som modulleverantöreren normalt garanterar efter (20-)25 år. Man kunde inte heller se någon visuell degradering, frånsett lite korrosion på en kant av en aluminiumram.

En brasklapp dock för att i den danska studien verkade det att döma av en tabelll på postern röra sig om 8 moduler, så det statistiska underlaget var litet. De danska resultaten är dock i linje med de fåtaliga svenska studierna som visat att degraderingen varit betydligt lägre än den tillåtna effektgarantin. Jag brukar använda 0,5% per år med referens till att man i rapporten ”Outdoor PV degradation comparison” från amerikanska NREL 2011, där man sammanställt många olika studier, fann man att modulerna tappade 0,5%/år i median. Men det kan vara ett för högt värde i nordiskt klimat.

Jonathan Leloux höll föredraget ”BIPV performance failure diagnosis”. Vi som var på gårdagens planeringsmöte för kommande IEA PVPS Task 15 om BIPV (Building Integrated Photovoltaics) insåg snart att det inte var BIPV som han menade utan det var mest BAPV (Building Applied PV) där man sätter sina soller ovanpå ett befintligt tak eller utanpå en befintlig fasad. Han hade studerat statistik från stora databaser med driftdata från solcellsanläggningar i bland annat Belgien. En av dem var BDPV som innehåller data per månad från 13 550 solcellsanläggningar enligt websidan (15 000 nämndes i föredraget) med en total installerad effekt på 57,6 MW. Han hade kommit fram till att i genomsnitt låg ”Performance Ratio” 15% under ”quality standards” för dessa solcellsanläggningar. En annan databas var Rbee Solar som hade 10-minuters värden för solelproduktionen. Hos spinoff företaget WebPV fanns data för 25 000 installerationer med en total effekt på 100 MW. Som svensk vindlar man med ögonen när man ser antalen i dessa databaser. Jag har listat källor för svenska produktionsdata under rubriken ”Produktionsdata”. Om man summerar de sju olika källorna närmar det sig 500 solcellsanläggningar i Sverige med öppna produktionsdata.

Det tredje föredraget från PVCROPS hölls av Inigio de la Parra med titeln ”Management of PV power generation – less variability more predictability”. I Puerto Rica, Sydafrika och Mexiko har man infört krav (”grid codes”) på hur snabb effekten får ändras. Max 10% av märkeffekten/minut i Puerto Rico och 1-5%/min i Mexiko. Dessa krav kan göra att man behöver installera batterilager för att kunna dämpa de snabbaste efffektförändringarna.

Det blev sedan lunch med fyra andra svenskar, däribland doktoranden Richard Thygesen, MdH, som jag delar rum med när jag är på MdH.

Det blev lyssnande på ytterligare föredrag på eftermiddagen. Gjorde också ett par postervändor där jag träffade ytterligare en svensk, det var Andrew Machirant som höll på att bedöma posters. De bästa postrarna får pris.

Lämnade konferensen 18.30 och då blev det sedvanlig svenskmiddag med Anne Andersson och Peter Kovacs, SP, Rasmus Luthander, doktorand på fasta tillståndets fysik i Uppsala, samt Michael Köhl, Fraunhofer Institute.

Nu är klockan nästan 23.00 och läggdags. Fast jag bläddrar nog lite i den nyinköpta boken ”Photovoltaics – Fundamentals, Technology och Practice” av Konrad Mertens, från 2014. Den skulle kunna vara lämplig som studentlitteratur för universitetskurser.

EU PVSEC – Dag 2

Idag blev inte så mycket konferens. Det var nämligen ett planeringsmöte (”definition workshop”) för det planerade nya IEA PVPS Task 15 om BIPV (Building Integrated Photovoltaics). Rummet var fullsatt med ett 40?-tal deltagare från knappt 15 länder. Från Sverige var det David Larsson, Solkompaniet, Peter Kovacs, SP, och jag.

I november ska exco för IEA PVPS ta ställning till om denna Task 15 ska startas och innan dess ska gruppen komma överens om och skriva en detaljerad projektplan. En inte helt trivial uppgift med så många deltagare.

Vad är BIPV

Man skulle kunna tycka att BIPV skulle vara ett väl definierat begrepp. I tidigare Task 7 uppgavs att man under två år diskuterat hur BIPV ska definieras. Trots detta var det tre av fem grupper under eftermiddagens diskussioner som tyckte att man skulle börja med att definiera vad BIPV är.

En definition för BIPV som presenterades på förmiddagen var

  • Integrated in the building envelope.
  • Part of the building structure.
  • Replaces conventional building materials.
  • Contributes to the appearance of the building.
  • Generates energy.

Att sätta solceller ovanpå sitt befintliga tak eller utanpå en befintlig fasad räknas alltså inte som BIPV utan då är det BAPV (Building Applied Photovoltaics).

Marknad

Vi har väldigt många byggnader så den möjliga marknaden är enormt stort. Idag svarar BIPV för 1-3% av den totala solcellsmarknaden i världen. Det finns en osäkerhet i hur stor marknad är på grund av olikheter i vad man räknar som BIPV i olika länder. En anledning till att marknaden inte är större som nämndes flera gånger är prislappen, som kan vara 1,3-40 gånger högre än BAPV. Det finns många protyper av system eller produkter, men de har haft det trögt att nå ut på marknaden.

Under förmiddagen nämndes att

Scope Task 15

BIPV 10% of the total PV market

Price range 1.0-1.6 compared to BAPV

Lower amount of prototypes

Arbetsområden

Arbetet är tänkt att delas in olika delar (”subtasks”) som:

A: BIPV project database.
B: Economic transition towards sound business models.
C: International framework of BIPV specifications.
D: Environmental issues of BIPV.
E: Demonstration projects.
F: Dissemination.

Det är inte säkert att den slutliga indelningen blir som denna. Alltid intressant att höra andras kommentarer. Bland annat ställdes frågan av värdet med ytterligare demonstrationsprojekt. En kommentar från en av de få industrideltagarna var att upplägget var akademiskt.

David och Peter som inte varit med tidigare i IEA PVPS var lyriska och inspirerade av dagen. Vår kommande uppgift är att sätta ihop en plan för det svenska arbetet. Den ska presenteras för Energimyndigheten som bestämmer om Sverige ska delta i denna Task.

Mötet slutade strax efter 17:30 och det blev ett besök på universitetets bar för lite eftersnack. Vi tog oss sedan till RAI konferenscenter för ”Welcome reception” i EU PVSEC som höll på till 20:00 i utställningshallen. Idag lyckades jag köpa biljett till ”metro train”…

Fick höra att utställningen vid EU PVSEC har halverats i storlek sedan ifjol och då hade den i sin tur minskat betydligt i storlek de två föregående åren. Intersolar i München har tagit över som den stora utställningen i Europa. EU PVSEC är dock fortfarande världens störsa konferens. I år är det imponerande 1 500 presentationer (muntliga eller posters). Dessutom finns flera parallella ”events” som man kan delta i.

Vi avslutade kvällen med en svenskmiddag på en pakistansk restaurang. Det finns massor av restauranger nära konferensen, så det är bara att vraka och välja. Det blev Anne Andersson och Peter Kovacs, SP, David Larsson, Solkompaniet, och Antonis Marinopoulos och jag från ABB Corporate Research. På konferensen får man inte bara chans att träffa utländska solcellsentusiaster utan det blir även tid att träffa de svenska, vilket är väl så viktigt för det svenska samarbetet!

Dagen avslutades 23:50 med att jag hörde en kattuggla ropa från hotellrummet.

EU PVSEC 2014 – Dag 1

Dagens evenemang startade kl. 08.00 med registrering för ett internt möte inom IEA PVPS Task 13 Performance and Reliability of Photovoltaic Systems. Mitt hotell låg strategiskt på gångavstånd till VU University Amsterdam, där mötet hölls. Det blev så småningom 27 deltagare i mötet. Anne Andersson, SP, och jag var på plats från Sverige. Johan Paradis blev kvar i Sverige. Task 13 är nu inne på en fortsättning som officiellt startade i april 2014 och som pågår till april 2017.

Arbetet är uppdelat i fyra ”subtasks”:

  1. Economics of PV System Performance and Reliability.
  2. System performance and analysis.
  3. Module characterisation and reliability.
  4. Dissemination (informationsspridning).

Inom dessa finns 14 olika aktiviteter som vardera har en ledare. Jag deltar i

1.2 Review and assessment of technical assumptions in financial models.
2.1 Field Performance Analysis using two complementary approaches.
2.3 Uncertainty Framework for Data Acquisition and Modelling.

När det blev lunchpaus 12.30 fick jag ge mig iväg utan lunch för att hinna till den poster session som började 13.30 där Rasmus Luthander och jag presenterade ”System Layout for Optimized Self-Consumption”. Det gick ett ”metro train” till RAI konferenscenter där EU PVSEC höll till. På hållplatsen höll man på att mekka med biljettmaskinen. Hade bört att man kunde köpa biljett ombord på spårvagnarna. Men, det gick inte på detta metro train så jag fick hoppa på ändå, hua…. Problemet var bara att man behövde en biljett för att komma ut vid RAI, men det ordnade sig.

Utanför konferensen satt David Larsson, Solkompaniet, Johan Lindahl, Uppsala Universitet, Peter Kovacs, SP, och Michiel van Noord och åt lunch. Jag försökte göra en efterbeställning till bordet på en stadig äggmacka, men det kom aldrig någon så jag fick klara mig utan lunch.

Jag tyckte att posterytan var mindre än de två senaste konferenserna då det varit över 1000 posters, men ser just att det totalt är 1 500 presentationer (muntliga och posters) på årets konferens, så det är nog lika många posters som vanligt. Rätt lugnt i början men sedan strömmade det till mera besökare, därav flera svenskar.

Vid tretiden gick jag till konferensen och var där till den sista sessionen slutade 18.30. Det är som vanligt flera parallella sessioner. Jag valde att gå på den om ”Operation, Performance and Reliability of Photovoltaics (from Cells to Systems”).

Jag hade precis missat ett föredrag där man hade kommit fram till att 80% av solcellssystemen i Tyskland underpresterade, av en eller annan orsak (skuggning, komponentfel, olämplig uppbyggnad…) fick jag mig berättat av en annan deltagare i en kaffepaus. Med tanke på att Tyskland hade 1,4 miljoner solcellsanläggningar i början av året blir det väldigt många anläggningar som inte går på topp.

Ett pass handlade om ”Novel approaches for PV power forecasting” och ett annat om ”BOS: Architecture, Safety and Converison” (BOS = Balance of System = alla andra komponenter förutom modulerna).

Hann även med en posterunda under trekvart. Såg en poster där man räknat på LCOE (Levelized Cost of Energy) i Holland. Man hade räknat på 850 kW/kW och 900 kWh/kW i årligt utbyte. Jag brukar använda 900 kWh/kW för Sverige vid LCOE-beräkningar. Holland ligger visserligen längre söderut men har också molnigare väder än i Sverige. Man hade satt 1% av investeringskostnaden i underhållskostnad. Jag gjorde också så tidigare, men har senare använt en kostnad per kW.

Såg en poster där man tittat på ”grid parity” för de europeiska länderna, dvs hur produktionskostnaden var i förhållande till slutkunders elpris. Sverige var markerat orange, vilket markerade att vi skulle närma oss ”grid parity”. Man hade dock antagit ett elpris på 0.21 Euro/kWh = 1,9 kr/kWh. Det är ett för högt pris för att vara det rörliga elpriset. Man hade väl tittat i någon statistik och missat att i detta pris ingår en hög andel fast pris, vilket gjorde att man fick ett pris som inte var relevant för syftet.

Ett föredrag handlade om test av power optimizers som monteras på moduler. Man hade jämfört tre olika modeller där man i efterhand monterat dem på en 99 kW takmonterad anläggning där man inte hade några speciella problem med delbeskuggning. För en av dem fick man inte ihop tillräckligt med data för en jämförelse under ett helt år. För de två andra blev energiproduktion 1% respektive 0% högre under ett år. Med andra gav dessa två power optimizers ingen signifikant fördel när man inte hade skuggningsproblem. För mindre takmonterat system blev fördelen med power optimizers 0-35% respektive 0-21% under en solig dag. Under ett år blir skillnaderna (betydligt) mindre eftersom det blir många molniga timmar under ett år.

Avslutade dagen med middag tillsammans med Antonis Marinopoulos som också jobbar på ABB Corporate Research.

EU PVSEC till veckan

Åker i morgon kväll till EU PVSEC (29th European PV Solar Energy Conference and Exhibition) i Amsterdam. Det är världens största solcellskonferens. Har en poster med Rasmus Luthander och Joakim Widén, Uppsala Universitet, som är baserad på ett examensarbete Rasmus gjorde för mig på ABB  Corporate Research. Titeln är PV System Layout for Optimized Self-Consumption och vi har vår presentation 13.30-15.00 på måndag. Tanken är att genom variera orienteringen för solcellsystem kan man påverka produktionsprofilen och därmed hur stor egenanvändningen blir. Ska bli intressant att se hur stor utställningen är, det är en marknadsindikator…

På måndag förmiddag deltar jag som ABB:are i möte i IEA PVPS Task 13 Performance and Reliability of Photovoltaic Systems som har förlängts tre år och kommer att pågå till 2017. Under hela tisdag är det informationsmöte för det planerade nya IEA PVPS Task 15 BIPV (Building Integrated Photovoltaics), där Peter Kovacs, SP, David Larsson, Solkompaniet, och jag (för Mälardalens Högskolas räkning) deltar. IEA PVPS Exco förväntas fatta beslut vid nästa möte i Kyoto i november om att Task 15 ska startas och Energimyndigheten i Sverige är intresserade av ett svenskt deltagande.

Det verkar bli en fullspäckad vecka…

Svedjenäva, en rödlistad art. Surahammar 20 september 2014.

Svedjenäva, en rödlistad art. Surahammar 20 september 2014.

Mikroproduktion – vad är det?

Mikroproduktion har blivit ett populärt ord. Men

  1. När skapades det?
  2. Vem skapade det?
  3. Hur definieras mikroproduktion?

De snabba svaren är

  1. 2009, eller möjligen 2008 (kvalificerad uppskattning)
  2. Elbranschen (kvalificerad gissning)
  3. Det finns ingen enhetlig definition av mikroproduktion!

När skapades ordet mikroproduktion?

I februari 2008 kom professor Lennart Söders utredning ”Bättre kontakt via nätet – om anslutning av förnybar elproduktion”. I denna utredning nämns inte ordet mikroproduktion eller mikroproducent. Söker man på mikro hittar man bara mikrokraftvärmeanläggningar. Med tanke på att utredningen 252 sidor lång har jag svårt att tro att ordet mikroproduktion var i bruk under det år utredningen pågick.

I en nyhetsnotis från 12 maj 2009 på SERO:s hemsida står

Mikroproduktion av el – nästa stora omvälvning på elmarknaden?

Mikroproduktion av el – som innebär att elkunderna också blir elproducenter – blir sannolikt nästa stora omvälvning på elmarknaden. Det tror Kjell Jansson, Svensk Energis VD….

Jag tror därför att mikroproduktion kom i bruk 2009 eller möjligen under senare delen av 2008. Om någon vet bättre får ni gärna kommentera!

Vem myntade först ordet mikroproduktion?

Det vet jag inte, men en kvalificerad gissning är någon ur elbranschen med tanke på att Kjell Jansson, VD för branschorganisationen Svensk Energi, citerades av SERO i maj 2009 enligt ovan.

Om du vet vem det var, kommentera gärna!

Hur definieras mikroproduktion?

En entydig definition saknas av mikroproduktion. Det finns ingen definition i lagar, förordningar och eller i allmäna avtalsvillkor. Detta kom Diedrik Fälth, Öresundskraft, och jag fram till inför förberedelserna av temadagen ”Mikroproduktionsanläggningar i elnätet” som STF Ingenjörsutbildning anordade i måndags.

Svensk Energi gav i maj 2010 ut rapporten ”Småskalig elproduktion för eget bruk. Slutrapport avseende projekt Mikroproduktion av el projektnummer 23008.” Där skrivs

”…mikroproduktion av el, dvs. där slutkunder med hjälp av mycket små anläggningar producerar el främst för egen förbrukning…”

Någon närmare definition av mikroproduktion ges däremot inte.

I regeringens proposition 2010/11:153 ”Stärkt konsumentroll för utvecklad elmarknad och uthålligt energisystem”, från juli 2011 skriver man

”Decentraliserad produktion av el från mycket små produktionsanläggningar, s.k. mikroproduktion, …”

Svensk Energi gav 2011 ut den första utgåvan av ”Anslutning av mikroproduktion till konsumtionsanläggningar – MIKRO”. I remissutgåvan som var ute 2014 till den andra utgåvan av handboken kunde man läsa att

Allt fler privatpersoner och lantbrukare producerar sin egen el i små anläggningar, s.k. mikroproduktion.

När det gäller reläskyddsinställningar anges

Dessa värden rekommenderas för alla mikroproduktionsanläggningar upp till 63 A/43,5 kW.

Och man skriver

En mikroproducent (max 63A säkring och max inmatningseffekt om 43,5 kW)

Denna parentes är det närmaste man kommer en definition av mikroproduktion.

43,5 kW kommer från tänket att 63 A x 230 V x 3 faser = 43,5 kW. MEN, vilken effekt är det man menar för en solcellsanläggning? Det är växelriktaren som bestämmer hur stor AC-effekt som en solcellsanläggning levererar, så det betyder att effekten bör syfta på växelriktareffekten. MEN, i solcellsbranschen menar man solcellsmodulernas märkeffekt (DC!) när man pratar om den installerade effekten. Vanligen har växelriktaren en lägre effekt än modulernas märkeffekt. Exempelvis har vi 3,36 kW installerade moduler och en 3 kW växelriktare. Det betyder att om vi skalar upp det hela skulle vi med 43,5 kW växelriktareffekt ha en moduleffekt på 48,7 kW. Har man 63 A säkring är det alltså fullt möjligt att installera en solcellseffekt på mer än 43,5 kW! Diedrik Fälth, Öresundskraft, nämnde att man ansluter många anläggningar med högre effekt än säkringsabonnemanget.

Några elbolags varianter av mikroproduktion

Tittar man på olika elbolags sidor förekommer skrivningar som nedan (mer eller mindre slumpmässigt funna via Google, mina fetstilsmarkeringar).

Egen elproduktion som kräver en säkringsstorlek på högst 63 A och en produktionseffekt upp till 43,5 kW – Värnamo Energi AB.

Egen elproduktion som kräver en säkringsstorlek på högst 63 A och en produktionseffekt upp till 43,5 kW. Produktionsanläggning kan bestå av solceller, vindkraftverk eller småskalig vattenkraft. – Oskarhamns Energi.

Elproduktionsanläggning som installerats i en anläggning med högst 63 Amperes huvudsäkring och med en inmatningseffekt om högst 43,5 kW – Ale El.

Man är alltså här inne på samma skrivning som i Svensk Energis mikrohandbok med en säkringsgräns och en effektgräns. Men det finns även andra varianter, som

Du är nettokonsument vilket innebär att du använder mer el än du producerar under ett kalenderår. Det gäller för befintliga säkringsabonnemang upp till 63A och en elproduktionsanläggning med en effekt av maximalt 43,5 kW. Du producerar din el för eget bruk och din anläggning måste ligga i Skånska Energis elnätområde. – Skånska Energi.

Producerar mindre el än du använder under ett kalenderår samt har en anläggning som är ansluten till en mätarsäkring av max 63 A (eller max 43,5 kW) – Umeå Energi.

Här har man också blandat in konsumtionen av solelen. Man ska vara nettokonsument och använda elen själv.

Anledningen till att man blandar in om man är nettokonsument eller nettoproducent är att man i april 2010 införde en ändring i ellagen. Där står i 4 Kap. 10§

En elanvändare som har ett säkringsabonnemang om högst 63 ampere och som producerar el vars inmatning kan ske med en effekt om högst 43,5 kilowatt ska inte betala någon avgift för inmatningen. Detta gäller dock bara om elanvändaren under ett kalenderår har tagit ut mer el från elsystemet än han har matat in på systemet.

I det fall som beskrivs behöver anläggningsägaren inte betalar några avgifter till nätägaren. Om man är nettoproducent har nätbolaget däremot rätt att ta ut en avgift för inmatningsabonnemanget och för byte av elmätaren. Observera att detta inte är något tvång för nätägaren, de behöver inte ta ut något avgift för en nettoproducent om man inte vill.

Vattenfall skriver i sin folder ”Funderar du på egen elproduktion” att

För att räknas som Mikroproducent gäller:

• Högst 63 A säkring

• Maxeffekt på 43,5 kW

• Inmatningen till elnätet får inte överstiga uttaget från elnätet under ett år. Om den gör det, ändras villkoren från mikroproduktion till småskalig elproduktion. Vid småskalig elproduktion gäller vår effekttariff för uttaget och ersättningen för nätnyttan fördelas på effektersättning och energiersättning.

Så om man under ett år är nettokonsument av el är man mikroproducent, men om man under nästa år är nettoproducent blir man en småskalig elproducent hos Vattenfall. Man kan också bli småskalig elproducent vid en säkring långt under 63 A. Om man exempelvis har en villa med fjärrvärme räcker det med 16 A säkring för att man ska bli nettoproducent och därmed småskalig elproducent istället för mikroproducent enligt Vattenfalls terminologi. I en annan villa med en högre elanvändning kan man med lika stora solcellsanläggning som i villan med fjärrvärme istället bli mikroproducent. Huum…

Fortum skriver på sin hemsida under småproducenttariffer ”För dig som är småskalig elproducent” (notera ordvalet småskalig…) att

I de fall ett säkringsabonnemang om högst 63 ampere tillämpas för uttag av el och inmatning sker via samma huvudsäkringar som uttaget och inmatningens effekt (högsta årliga timvärde) är högst 43,5 kW, debiteras ingen avgift alls för inmatningsabonnemanget. I säkringsabonnemanget för uttag skall således betalas abonnemangsavgift för minst den kapacitet som inmatningen kräver. Anm: Detta gäller oavsett om mängden inmatad el under ett kalenderår understiger eller överstiger uttagen el. (Dvs avgiftsbefrielsen är utvidgad utöver nya tillägget fr.o.m. 2010-04-01 i ellagen 4 kap. 10 §.)

Här kräver man dessutom att uttag och inmatning sker via samma huvudsäkring och att uttagsabonnemanget ska betalas för minst den säkring som inmatningen kräver. Däremot tar man inte ut någon avgift för inmatningsabonnemanget om man är nettoproducent!

Det går förmodligen att hitta flera varianter hos olika nätbolag med tanke på att det finns ca 170 nätbolag i Sverige…

Mikroproduktion enligt lagförslag

I fjolårets utredning ”Beskattning av mikroproducerad el m.m. SOU 2013:46” fanns följande förslag till ändring i lagen (1994:1776) om skatt på energi 1 kap. 11 § (min fetstilsmarkering)

… avses med mikroproducent den som

a) framställer elektrisk kraft från

– sol, vind, vågor, tidvatten eller jordvärme,

– vattenbaserad energi alstrad i vattenkraftverk,

– biomassa och ur produkter som framställs från biomassa,

eller

– bränsleceller,

b) tar ut el från och matar in el till elnätet i samma inmatnings- och uttagspunkt, och som

c) har en säkring om högst 63 ampere i inmatnings- och uttagspunkten

I den riksdagsproposition som kom i mars i år finns inte förslaget om lagändring med, utan där skriver man

Mikroproduktion av förnybar el

Vilka som kan få skattereduktion

En fysisk eller juridisk person har efter begäran rätt till skattereduktion enligt 28–31 §§. Det gäller den som

1. framställer förnybar el,

2. i en och samma anslutningspunkt matar in förnybar el och tar ut el,

3. har en säkring om högst 100 ampere i anslutningspunkten,

Här gav man inte någon strikt definition av mikroproduktion utan fokuserade istället på villkoren för skattereduktion. Man ville alltså höja säkringsnivån från 63 A till 100 A som gräns för skattereduktionen, jämfört med utredningens förslag.

Mitt förslag till definition av mikroproducent

Nätbolagen behöver ge mera enhetliga skrivningar och villkor för den som är mikroproducent. Det här är mitt förslag till definition av mikroproducent, om riksdagspropositionen om skattereduktion med gränsen 100 A går igenom:

Mikroproducent är den som har en säkring om högst 100 ampere i inmatningspunkten.

Krångligare än så behöver det inte vara.

  • Eftersom det handlar om en producent bör man inte blanda in hur man använder elen.
  • Det har inte heller någonting att göra med hur man producerar sin el.
  • Man behöver inte heller nämna någon effektgräns.

En annan femma är att man beskriver exempelvis villkor för inmatningsabonnemanget enligt skrivning i ellagen eller att man för skattereduktionen vill sätta villkor för hur man producerar elen. Det är avtals- eller lagtexter som inte påverkar definitionen av vad en mikroproducent är.

PS. Får kasta in en brasklapp att olika standarder är inte kontrollerade.

 

 

Mikroproduktion – Både en utmaning och en möjlighet

Är namnet på en temadag som STF Ingenjörsutbildning anordnar i morgon och där jag ska hålla ett föredrag med rubriken ”Mikroproduktionsanläggningar i elnätet”.

Det lite lustiga i sammanhanget är att det saknas en definition av vad mikroproduktion är i gällande lagar och i allmänna avtalsvillkor. Detta har lett till att olika elbolag har gjort sina egna och varierande tolkningar av vad mikroproduktion är och att det saknas en konsensus bland elbolagen. Återkommer till det i ett framtida inlägg.