Selecteer een adres

U kunt elke locatie in Nederland kiezen met behulp van de Google map. Het is mogelijk om het adres op twee manieren te specificeren:

• Typ het adres of de stad van de locatie in;
• Klik ergens op de kaart

Beide opties worden in de onderstaande video uitgelegd.

Systeem type

PV-systemen op het dak zijn systemen die meestal op schuine of platte daken in stedelijke gebieden worden geplaatst. Veld PV-systemen (of zonneparken) zijn meestal grotere systemen die in rijen in een veld worden geplaatst.

In de PV systeem rekentool onderscheiden we drie systeemtypen: 'schuin dak PV', `plat dak PV' en `veld-PV'. Deze systeemtypen verschillen op diverse punten:

Ontwerp vrijheid
Op een gekanteld dak wordt het ontwerp van het PV-systeem sterk beperkt door de vorm van het dak, terwijl voor ontwerpen op een vlak oppervlak er veel mogelijke opstellingen van de zonnepanelen zijn.

Schaduwverliezen door omgeving
In Nederland worden de meeste PV-systemen op daken geplaatst in een stedelijke- of dorpsomgeving met meerdere omringende objecten, zoals bomen, schoorstenen of andere gebouwen die op bepaalde momenten van de dag het zonlicht op de panelen kunnen tegenhouden. Veld PV-systemen worden daarentegen meestal geplaatst op plaatsen waar het zonlicht niet wordt tegengehouden.

Installatie hoogte
De PV-systemen op het dak worden op een grotere afstand van de grond geïnstalleerd dan de PV-systemen in het veld. Hoe hoger, hoe groter de windsnelheid op die hoogte. Het effect van de hoogte op de windsnelheid neemt af naarmate de daksystemen in een stedelijke omgeving worden geplaatst, wat betekent dat de windsnelheid lager zal zijn dan in gebieden met minder omringende obstakels.

Paneel temperatuur
Zonnepanelen die op een schuin dak worden geplaatst, verwarmen over het algemeen meer dan de zonnepanelen in een PV-systeem in een veld. Verwarming van de zonnepanelen heeft vaak een negatief effect op de prestaties van het zonnepaneel. Dit effect wordt veroorzaakt door de warmte-uitwisseling van het zonnepaneel naar de omgeving en wordt hier verder uitgelegd.

Meteorologische data

De informatie over zowel het lokale weer als het klimaat is belangrijk om respectievelijk het huidige vermogen van een PV-systeem alsook de verwachte jaarlijkse energieproductie te kunnen berekenen. Daarom bevat de Dutch PVP twee databases:

(1) Real-time en dagelijkse weer database
De korte termijn meteorologische omstandigheden in Nederland , met een tijdsresolutie van 10 minuten.

(2) Historische klimaatdatabase
Het langetermijngemiddelde van de weersomstandigheden op een locatie, gemiddeld over een periode van 25-30 jaar, met een tijdsresolutie van 1 uur.

De bron voor de weer- en klimaatgegevens is het Koninklijk Nederlands Meteorologisch Instituut (KNMI). Het KNMI heeft de TU Delft toegang gegeven tot realtime metingen van het actuele weer met een tijdsresolutie van 10 minuten, die niet publiekelijk beschikbaar zijn. De gegevens worden verzameld bij 46 onshore weerstations in het hele land.

Voor de periode 1991-2017 zijn de uurlijkse KNMI-stationsmetingen gedownload voor elk van de 46 stations en gebruikt om een jaarlijkse klimaatdataset op te bouwen, zoals nader toegelicht hier.

Omvang input opties

Vaak wordt de omvang van het systeem berekend aan de hand van het aantal zonnepanelen dat in de beschikbare ruimte past. Echter, in deze tool kan de systeemomvang worden bepaald door het opgeven van: het geïnstalleerde capaciteit, het aantal zonnepanelen, de oppervlakte, het jaarlijkse elektriciteitsverbruik of (in het geval van veld PV-systemen) een percentage van het oppervlak van een provincie.

Legplan

Het zogenaamde legplan (array layout) laat zien hoeveel zonnepanelen er op een rij staan en hoeveel rijen er zijn. In de ontwerpresultaten tonen we u een mogelijke, eenvoudige array lay-out voor uw PV-systeemontwerp*.

Wat een optimaal legplan voor de zonnepanelen in uw PV-systeem in de praktijk zou zijn, hangt af van meer gedetailleerde kenmerken van uw dak/veld. Bijvoorbeeld: het aantal daksegmenten waarop u zonnepanelen wilt plaatsen, de obstakels op uw dak, de veiligheidsafstand tot de randen van het dak, de schaduwwerking door omringende objecten en de constructie van uw dak.

Het maken van een goed legplan kan worden gedaan door bijvoorbeeld een goede installateur de locatie ter plaatse of op afstand te laten onderzoeken. Voor een op afstand ontworpen legplan wordt vaak gebruik gemaakt van geavanceerde ontwerpsoftware. Sommige van deze tools zijn ook gratis online beschikbaar. Deze PV systeem ontwerp tool richt zich momenteel op de prestatieberekening van PV-systemen en bevat vooralsnog niet de functionaliteit om zelf een legplan te maken.

*Lees meer over het bepaalde legplan hier.

Overproductie?

Bij het vergelijken van de hoeveelheid zonnepanelen die op uw locatie passen en uw jaarlijkse elektriciteitsverbruik, kunnen we de volgende situaties aantreffen:

• Overproductie
  Er passen meer panelen op uw dak/veld dan u nodig zou hebben.
• Onderproductie
  Er passen minder panelen op uw dak/veld dan u nodig zou hebben.
• Gebalanceerde productie
  Het aantal panelen dat u nodig hebt, past precies op uw dak.

In geval van overproductie kunt u bijvoorbeeld het volgende doen:

• Lever de extra elektriciteit terug aan het net: dit is niet altijd rendabel, omdat het afhankelijk is van uw situatie en de huidige regelgeving met betrekking tot de productie van zonne-energie in uw land.
• Gebruik de extra elektriciteit voor elektrische apparaten die op brandstof gebaseerde apparaten vervangen: bijvoorbeeld inductiekoken, een elektrisch voertuig of een warmtepomp.
• De extra elektriciteit delen met de buren.
• Gebruik een deel van het dak/veld voor een zonneboiler in plaats van PV-modules.

Geïnstalleerd vermogen

De meest gebruikelijke manier om de omvang van een PV-systeem te beschrijven is via het geïnstalleerde vermogen (capacity). Het vermogen van een PV-systeem wordt gedefinieerd als het maximale vermogen dat het kan produceren. Aangezien het vermogen wordt gemeten in Watt (W), is de eenheid voor het nominale vermogen van een PV-systeem Watt-piek (W_p). Eén kW_p is duizend W_p en een MW_peen miljoen. Een typisch zonnepaneel heeft een geïnstalleerd vermogen van 270 W_p, Dit kan echter variëren met het rendement (η) en de oppervlakte (A) van het zonnepaneel, zoals weergegeven in de onderstaande vergelijking. G_STC is de intensiteit van het (zon)licht waarmee het paneel door de fabrikanten wordt getest. De waarde van G_STC is 1000W/m².

Een voorbeeld: een module van 1.6 mm² met een efficiëntie van 18% heeft een capaciteit van 288W_p. Het is duidelijk dat wanneer de efficiëntie of het oppervlak van een module toeneemt, de capaciteit van de module groter wordt.

Het geïnstalleerde vermogen geeft alleen het potentieel voor elektriciteitsproductie aan. Hoeveel elektriciteit daadwerkelijk door het systeem wordt geproduceerd, hangt af van vele factoren, zoals het lokale weer gedurende het jaar, de opstelling van het zonnepaneel en van de verliezen in het PV-systeem.

Aantal zonnepanelen

De eenvoudigste manier om de omvang van een PV-systeem in te voeren is door een bepaald aantal zonnepanelen voor de installatie vast te leggen. Houd er rekening mee dat de geïnstalleerde capaciteit en de totale oppervlakte van het systeem veel kan veranderen, afhankelijk van het type zonnepaneel dat u kiest.

Oppervlak

Een andere manier om de systeemomvang te bepalen is door te kijken naar de beschikbare ruimte voor de installatie. Als de beschikbare ruimte voor de installatie beperkt is en het doel is om zoveel mogelijk energie te produceren op dit oppervlak, dan is het zinvol om panelen te kiezen met het hoogste rendement (de definitie van rendement is capaciteit/oppervlakte). Als oppervlakte niet de beperkende factor is, zouden minder efficiënte maar goedkopere panelen kunnen worden gekozen. Een marktconforme kristallijne siliciummodule heeft een oppervlakte van 1.63 m², terwijl dunne-film-modules meestal kleiner zijn.

Jaarlijks elektriciteisgebruik

Wanneer u wilt weten hoeveel zonnepanelen u nodig heeft om (een deel van) uw gemiddelde elektriciteitsverbruik op jaarbasis in balans te brengen, kunt u deze optie selecteren. Het rekenmodel schat vervolgens in hoeveel zonnepanelen nodig zijn in verhouding tot uw elektriciteitsverbruik.

Als u ook het beschikbare oppervalk wilt specificeren, kunt u dit doen in het tabblad "opstelling". Op deze manier kan een vergelijking worden gemaakt tussen het benodigde aantal panelen en de beschikbare ruimte.

Deze rekentool kan in principe alleen worden gebruikt in het geval van een op het net aangesloten PV-systeem. Dit betekent dat een waarde van 100% niet automatisch betekent dat u 'off-grid' kunt zijn. Een off-grid PV-systeemontwerp is een complex vraagstuk. Echter, het totaal aantal benodigde zonnepanelen zoals berekend op basis van het jaarlijkse elektriciteitsgebruik zal een goede inschatting zijn voor het minimaal aantal zonnepanelen dat u nodig heeft voor een off-grid PV-systeem.

Percentage van een provincie

Bij wijze van een experiment kun je zien wat er zou gebeuren als je een hele provincie of een percentage daarvan, zoals (een deel van) Utrecht, volledig met zonnepanelen zou bedekken. Zou Nederland in staat zijn om aan de nationale jaarlijkse energievraag (3141 PJ, wat overeenkomt met 873 TWh [1]) te voldoen met de hoeveelheid van de geproduceerde zonne-energie? U kunt ook spelen met meer realistische waarden, zoals 3% van de totale oppervlakte die beschikbaar is in de provincie van uw keuze.

[1] CBS, Energiebalans; kerncijfers, 1946-2016, 2017.

Tilt / Dakhelling

De tilt (hellingshoek) van een zonnepaneel is de hoek tussen het oppervlak van het zonnepaneel en het aardoppervlak. Een zonnepaneel dat plat op de grond wordt geplaatst, heeft een tilt van 0° (graden). Een zonnepaneel dat verticaal wordt geplaatst, bijvoorbeeld op de muur van een gebouw, heeft een tilt van 90°. In Nederland is de optimale tilt 37°, voor zonnepanelen die naar het zuiden zijn gericht. Bij deze hellingshoek ontvangt het zonnepaneel het meeste zonlicht gedurende een jaar.

Merk op dat zonnepanelen die op een schuin dak worden geplaatst meestal een tilt hebben die gelijk is aan de helling van het dak. In plaats daarvan worden zonnepanelen die op een plat dak of in een veld worden geplaatst, niet beperkt door de hoek van het dak. De eigenaar kan zelf bepalen welke tilt hij kiest.

Azimut / Dak orientatie

De azimut van een zonnepaneel is de richting waar het frontoppervlak van het zonnepaneel naar wijst, gemeten in graden ten opzichte van het noorden. Aangezien een volledige cirkel 360° is, zal een naar het oosten gericht zonnepaneel een azimut van 90° hebben, de naar het zuiden gericht zonnepaneel een azimut van 180° hebben en een naar het westen gericht zonnepaneel een 270° azimut hebben.

De stralingsenergie van de zon is het grootst als de zon op het hoogste punt aan de hemel staat, wat op het noordelijk halfrond het geval is als de zon in het zuiden staat. De optimale azimut voor Nederland is dus 180°. Net als bij de tilt wordt de azimut voor een schuin dak-PV-systeem bepaald door de orientatie van het dak zelf. Voor PV-systemen op platte daken of PV-systemen in het veld is de eigenaar vrij in de keuze van de zonnepaneel azimut.

Bepaal de orientatie van een dak

Het is mogelijk om de azimut van uw dak te vinden met behulp van Google-satellietbeelden. U kunt dit zelf doen door deze eenvoudige stappen te volgen.

1. Ga naar setcompass.com.

2. Klik op Draw Single Leg Route.
3. Type je adres in de Enter a place/postcode box bovenaan en klik Submit.
4. Klik op Map icoontje rechtsbovenin en selecteer Satellite map.
5. Zoom in op jouw dak en klik op Show compass in de linker bovenhoek.
6. Plaats het kompas midden over de nok op de bovenkant van uw huis.
7. Gebruik het 'roteer' icoon om de rode pijl in een 90° te richten; met de nok, in de richting van de zuidelijke dakkant. In de rechterbovenhoek staat de azimut van uw dak.
8. Als alternatief kunt u de pijl draaien om in dezelfde richting te wijzen als de nok. In dit geval, om uw azimut op het dak te vinden, kijkt u naar de waarde in de rechterbovenhoek. Als deze groter is dan 180°, trek dan 90° af van de weergegeven waarde. Als het kleiner is dan 180°, tel dan 90° bij de waarde op. De nieuwe waarde is uw azimut op het dak. U kunt deze nieuwe waarde in het vakje rechtsboven typen en op enter drukken om de juiste richting van de rode pijl aan te geven.

Rijafstand

Dit is een factor die alleen relevant is voor PV-systemen op een plat dak of in een veld. De afstand tussen de zonnepanelen (de rijruimte) is van invloed op de mate waarin de voorste zonnepanelen een schaduw kan werpen op de zonnepanelen erachter. Hoe groter de rijafstand, hoe minder vermogen er verloren gaat door deze zogenaamde 'mutual-shading'. Een gunstige waarde voor de rijafstand is meestal een afweging tussen de beschikbare ruimte en de maximale stroomproductie. Deze optimale waarde is dus ook afhankelijk van de tilthoek van de zonnepanelen. Hoe kleiner de tilthoek, hoe dichter de zonnepanelen naast elkaar geplaatst kunnen worden. Als vuistregel kunnen we zeggen dat een goede waarde voor rijafstand is:

30 graden tilt --> 1,5 meter rijafstand
20 graden tilt --> 1,0 meter rijafstand
10 graden tilt --> 0,5 meter rijafstand

Wanneer aan de beschikbare ruimte geen limiet zit, is het echter aan te raden om de panelen op de kleinste afstand te plaatsen waarbij geen onderlinge schaduwvorming optreedt het hele jaar door. De langste schaduw gedurende het jaar wordt gevonden op de kortste dag van het jaar, 21 december, wanneer de zon zeer laag staat. Deze berekende minimale rijafstand hangt af van de locatie en de geometrie van het systeem. In deze situatie kunt u de optie 'Geen schaduwverlies' selecteren en het PVP-model berekent de minimale rijafstand die nodig is om zelf-schaduwverliezen te voorkomen gedurende het hele jaar.

Paneel orientatie

Maakt het uit of u de zonnepanelen staand of liggend plaatst? Bij zonnepanelen op schuine daken heeft de keuze voor het een of het ander vooral te maken met de vorm van het dak en hoe u optimaal gebruik kunt maken van de beschikbare ruimte. Een landschap plaatsing van de zonnepanelen is over het algemeen echter iets lastiger en vraagt om iets meer montagemateriaal.

Voor PV-systemen op een plat dak en voor PV-systemen in een veld kan de oriëntatie van de zonnepanelen bovendien de prestaties van uw zonnepanelen beïnvloeden. Dit komt omdat bij dergelijke systemen de zonnepanelen last kunnen hebben van schaduwwerking door het systeem zelf ('zelf-schaduw' / 'mutual shading'). Verschillende soorten panelen reageren anders op dit soort beschaduwing en de optimale oriëntatie is dan ook gerelateerd aan het soort zonnepanelen dat u gebruikt. In het algemeen, voor PV-systemen waar zelf-beschaduwing optreedt, presteren kristallijne-silicium zonnepanelen beter wanneer ze in liggende (landschap) orientatie worden geplaatst en dunnefilm-modules in staande (portret) orientatie. Lees meer.

Dak/veld zijkanten

Zoals gezegd, de omvang van jouw PV systeem ontwerp kan bepaald worden op verschillden manieren.. In sommige gevallen kan het interessant zijn om ook de afmetingen van uw dak/veld te specificeren. Op deze manier kan worden berekend of het gewenste aantal zonnepanelen in de beschikbare ruimte past.

Oost-West opstelling

Een oost-west opstelling is een type opstelling voor uw zonnepanelen waarbij een deel van de panelen naar het oosten is gericht en het andere deel naar het westen (of vergelijkbare tegengestelde richtingen).

Terwijl de totale elektriciteitsproductie iets lager ligt dan in een optimaal zuidelijk georiënteerd PV-systeem, kan een oost-west opstelling verschillende voordelen bieden:

Energieproductie op handige momenten
De elektriciteit wordt in de loop van de dag gelijkmatiger geproduceerd (in vergelijking met een PV-systeem op het zuiden). De elektriciteit wordt geproduceerd op momenten van de dag waarop de behoefte aan elektriciteit het grootst is: 's ochtends en 's avonds. Het zoveel mogelijk afstemmen van de productie op het verbruik kan financiële voordelen bieden wanneer de regelgeving voor salderen verandert op zo'n manier dat het duurder wordt om overtollige elektriciteit terug te leveren aan het net.

Goedkopere montage
In een oost-west opstelling is de optimale tilthoek(en) van de modules doorgaans lager dan in een systeem op het zuiden, wat een makkelijkere montering mogelijk maakt. Deze lagere tilt resulteert vaak in goedkopere montageconstructies, omdat deze minder last hebben van harde windstoten.

Slim ruimtegebruik
De zelfbeschaduwing voor een oost-west opstelling is typisch minder aan de orde, aangezien de vereiste minimale rijafstand nu 'opgevuld' is met een zonnepaneel dat naar de andere kant gericht is. Op deze manier kunnen er meer panelen in het gebied worden geplaatst. Deze 'extra' panelen zouden kunnen compenseren voor de iets lagere energieproductie door de niet-zuidelijk gerichte zonnepanelen.

Zonnepanelen

Momenteel zijn er twee hoofdtypen zonnepanelen beschikbaar op de commerciële markt: kristallijne siliciumpanelen en dunne-film panelen. De verdeling is gebaseerd op de materiaaleigenschappen van de halfgeleider waaruit een zonnepaneel bestaat. In de huidige markt nemen kristallijne siliciumpanelen >90% van de totale productie wereldwijd voor hun rekening.

Binnen deze twee hoofdtypen verschillen de moduletechnologieën op basis van het gebruikte materiaal en/of de structuur van het paneel, wat elke technologie unieke kenmerken geeft. De beschikbare panelen in het PVP-model zijn geselecteerd door voor elke technologie de standaardpaneel van een grote zonnepaneelfabrikant te kiezen. Belangrijke attributen van zonnepanelen zijn onder andere:

Efficientie (rendement):
De fractie van de totale zonne-energie die het zonnepaneel kan omzetten in bruikbare elektrische energie.

Prestaties bij hoge temperatuur:
Aangezien verlichte zonnepanelen kunnen opwarmen tot temperaturen van >70°, is het belangrijk dat het paneel nog steeds goed presteert onder hoge temperaturen.

Productiekosten:
In het algemeen zijn panelen met een hoog rendement ook complexer om te produceren en dus duurder. Als het rendement op de investering het belangrijkst is voor een PV-systeemontwerper, kan het voordelig zijn om te kiezen voor een zonnepaneel met een lager rendement, maar ook een lagere prijs.

Omvormer & MPPT

Aangezien alle elektrische apparatuur in huishoudens en het gehele Nederlandse elektriciteitsnet AC (wisselstroom) in plaats van DC (gelijkstroom) als ingang nodig heeft, moet de DC output van de zonnepanelen worden omgezet in AC elektriciteit. Dit gebeurt met een omvormer.

Het PVP-model maakt gebruik van een rekenmethode waarmee automatisch een geschikte omvormer wordt selecteert uit een database, afhankelijk van de invoer van uw PV-systeemontwerp.

Kabels

De keuze van de kabels heeft ook invloed op de algemene prestaties van een PV-systeem. De kabels moeten zo worden gekozen dat de weerstandsverliezen minimaal zijn. Deze verliezen zijn afhankelijk van bijvoorbeeld het materiaal van de kabels en hun lengte en dikte. In het PVP-model kan het type kabel niet door de gebruiker worden gespecificeerd. In plaats daarvan gebruiken we een vast kabelverlies zoals hier is uitgelegd.

Cadmium telluride

Cadmiumtelluride (CdTe) is een dunne-filmtechnologie. Van de commerciële dunnefilmtechnologieën is CdTe de enige die in staat is om zowel een kostprijs als een efficiëntie te bereiken die vergelijkbaar is met de marktleidende kristallijne siliciumtechnologieën. Een belangrijk nadeel van CdTe is dat telluride een zeldzaam element is, waardoor de schaal waarop deze technologie wereldwijd kan worden toegepast, beperkt is.

CIGS

CIGS is een afkorting van Koper, Indium, Gallium en Selenide. CIGS-modules bestaan uit een mengsel van deze vier elementen. Een belangrijk voordeel van CIGS is de goede werking onder hoge temperatuur en tijdens (gedeeltelijke) beschaduwing van de module. Nadelen ten opzichte van CdTe en kristallijne technologieën zijn het lagere rendement en de hogere productiekosten.

Flexible thin-film silicon

Dunne-film silicium is de derde dunne-film technologie. Een belangrijk kenmerk van deze technologie is dat het op een flexibel materiaal kan worden bedrukt, en dus op gebogen of andere onconventionele oppervlakken kan worden geplaatst. Een flexibele dunne-film siliciummodule kan veel lichter zijn dan een conventionele siliciummodule die in een metalen-glasframe wordt geplaatst. Dit maakt de technologie geschikt voor daken waarbij het gewicht dat erop geplaatst kan worden beperkt is. Het rendement van de technologie is echter beduidend lager dan dat van andere dunne-film- of siliciumtechnologieën. Bovendien is het materiaal onderhevig aan door licht geïnduceerde degradatie, wat een permanente vermindering van het modulerendement is door blootstelling aan licht.

Heterojunction silicon

Heterojunction silicium is een specifieke structuur die dunne-film en monokristallijn silicium combineert. Het unieke van dit paneel is dat het een monokristallijn materiaal 'sandwiched' tussen twee amorfe (dunne-film) siliciumlagen, wat het rendementsverlies in het paneel vermindert. Heterojunction-panelen bereiken een hoog rendement, maar zijn ook duurder dan de meer gangbare kristallijne siliciumpanelen.

Monocrystalline silicon

Monokristallijne siliciumpanelen zijn panelen die bestaan uit een laag silicium met een enkele kristallijne molecuulstructuur. Monokristallijne panelen bereiken een hoger rendement dan polykristallijne panelen, zij het tegen een iets hogere productieprijs. Deze modules hebben enkele van de hoogste rendementen in de commerciële markt voor zonne-energie, terwijl ze toch zeer betaalbaar zijn.

Polycrystalline silicon

Polykristallijne siliciumpanelen bestaan uit meerdere siliciumkristallen. De panelen zijn eenvoudig en goedkoop te fabriceren, terwijl ze toch een rendement behalen dat vergelijkbaar is met (maar dan onder) dat van monokristallijne panelen. Door de extreem lage productiekosten nemen polykristallijne panelen het grootste marktaandeel in de commerciële productie van zonnepanelen in beslag.

Energierendement

Energierendement (Energy Yield, EY) is een prestatie-indicator die het mogelijk maakt om systemen van verschillende grootte met elkaar te vergelijken. Het wordt berekend door de jaarlijkse energieproductie van het systeem (in kWh) te delen door het geïnstalleerde vermogen (in kW_p) van het systeem, en heeft een eenheid van kWh/kW_p. De EY is sterk afhankelijk van de hoeveelheid beschikbaar zonlicht, en is dus locatie-afhankelijk. Een specifiek PV-systeemontwerp zal een veel hoger EY hebben wanneer het in Dubai wordt geplaatst dan wanneer hetzelfde systeem in Oslo wordt geplaatst.

Performance Ratio

Prestatieverhouding (PR) geeft de hoeveelheid energie of vermogensverlies aan die in een PV-systeem optreedt. Een PR van 90% geeft aan dat 10% van de maximaal beschikbare elektriciteit verloren gaat in de stroomomzettings- en transportprocessen in het PV-systeem. De PR is een zeer nuttig instrument voor het vergelijken van de prestaties van PV-systemen, omdat het het effect van de systeemgrootte en het beschikbare zonlicht uit de vergelijking haalt. De PR maakt het dus mogelijk om systemen van verschillende grootte en van verschillende locaties met elkaar te vergelijken.

De PR is de verhouding tussen het aantal uren piekvermogensproductie en het aantal beschikbare uren zonlicht. Het energierendement (EY) is gelijk aan het aantal uren piekproductie: hoeveel uren in het jaar heeft het PV-systeem zijn piekvermogen kunnen bereiken? Het aantal beschikbare piekuren zonlicht wordt berekend door de jaarlijkse zonne-energie op de panelen (in kWh/m²) te delen door de zonne-energie-intensiteit onder standaard testcondities (STC), die 1000W/m² is (vergelijkbaar met de intensiteit van het zonlicht op je gezicht op een heldere zomerdag in Nederland). Fabrikanten bepalen het uitgangsvermogen (d.w.z. het geïnstalleerde vermogen) van zonnepanelen onder STC. Dit houdt ook de eis in dat de temperatuur van het paneel 25°C moet zijn, wat wordt bereikt door korte meettijden of kunstmatige koeling. Onder reële omstandigheden zullen de temperaturen van de zonnepanelen bij een verlichting van 1000W/m² veel hoger zijn dan 25°C, wat leidt tot een vermindering van de prestaties van de zonnepanelen, d.w.z. een lager vermogen dan het geïnstalleerde vermogen.

De redenering achter de PR is dan als volgt: in werkelijkheid zullen er in het PV-systeem energieverliezen optreden die niet in de 'ideale' meting van de paneelprestatie onder STC plaatsvinden. Al deze energieverliezen samen kunnen dan worden aangegeven door de PR van een systeem, waarbij een PR van 100% zou betekenen dat het PV-systeem op STC-prestatieniveau zou werken. In de praktijk hebben daksystemen meestal een PR van 70-80%, terwijl grootschalige veldinstallaties die goed worden onderhouden een PR-waarde van 80-90% kunnen hebben. De PR wordt berekend volgens onderstaande formule.

Waarbij EPV de energieproductie van het systeem is (zowel de DC- als de AC-zijde kan worden gebruikt), P_STC de geïnstalleerde capaciteit is, H_PoA de zonne-instraling op het zonnepaneel, G_STC is de STC-stralingssterkte van 1000 W/m², η_PV is het uiteindelijke systeemrendement en η_STC is het paneelrendement onder STC (het 'ideale' rendement).

Systeem efficientie

De efficiëntie van het PV-systeem laat zien hoeveel van de beschikbare zonne-energie die op de zonnepanelen valt, uiteindelijk door het PV-systeem wordt omgezet in bruikbare elektriciteit: het omzettingsrendement van zonlicht naar elektriciteit.

De efficiëntie van het PV systeem hangt af van vele factoren, zoals verder wordt uitgelegd hier. In het algemeen zijn de jaarlijkse PV-systeemrendementen van 17% vrij indrukwekkend.

De efficientie grafiek

De efficiëntiegrafiek die door het PVP-model wordt gemaakt (zie de voorbeeldfiguur hieronder) geeft de berekende efficiëntieverliezen weer die vandaag de dag zouden optreden voor uw ontworpen PV-systeem. U zult zien dat deze grafiek er elke dag anders uitziet, sterk afhankelijk van de weersomstandigheden. We kunnen de verliezen in drie hoofdcategorieën onderverdelen: lichtverliezen, interne omzettingsverliezen in de zonnepanelen en verliezen van het Balance of System (BoS) componenten. Na aftrek van al deze verliezen blijft de uiteindelijke AC stroomopbrengst over die door uw apparaten kan worden gebruikt (blauwe gedeelte).

U kunt ook de prestatiewaarden bekijken wanneer lichtverliezen (vervuiling, reflectie en schaduw door de omgeving) zijn uitgesloten: klik hiervoor op de schakelaar in het overzicht. Dit is interessant wanneer u bijvoorbeeld een PV-systeem op het dak heeft zonder obstakels in de omgeving.

Lichtverliezen

Lichtverlies is het verlies aan zonne-energie voordat het licht door het zonnepaneel wordt geabsorbeerd. Bij deze categorie gaat het om verliezen die worden veroorzaakt door schaduw door omgevingsobjecten, vervuiling, reflectie verlies en celoppervlak-dekking.

Schaduw

Schaduwverliezen hebben betrekking op het blokkeren van zonlicht door omringende objecten. Dit kunnen andere gebouwen, bomen, schoorstenen, etc. zijn. Het PVP-model gaat uit van een jaarlijks schaduwverlies van 6.88% voor PV-systemen op het dak en 0% voor PV-systemen in een veld.

Uiteraard zal het schaduwverlies voor elk afzonderlijk dak anders zijn. Een locatiespecifieke schaduwanalyse, gebaseerd op geografische hoogtegegevens in combinatie met een berekening van de zonnestand, wordt aangeboden door meerdere commerciële softwarebedrijven voor het modelleren van PV-systemen, zoals bijvoorbeeld Solar Monkey.

Voor PV-systemen in een veld en PV-systemen op platte daken wordt ook nog een ander type schaduwverlies in beschouwing genomen: het verlies door zelf-beschaduwing. In het PVP-model wordt dit verlies niet behandeld als een verlies van lichtopvang, maar als een verlies van een DC BoS-component.

Vervuiling

Vervuiling is het rendementsverlies dat optreedt door de absorptie of weerkaatsing van licht door stof of vuil dat zich op het paneel heeft opgehoopt. De hoeveelheid vervuilingsverlies is gerelateerd aan het aantal dagen zonder noemenswaardige regenval (de regenvrije periode, RFP), aangezien regen in staat is het stof van het paneel te reinigen en het vervuilingsverlies op 0 te 'resetten'.

Reflectie

De hoek-reflectie verwijst naar de extra lichtreflectie van het oppervlak van het zonnepaneel, als gevolg van de niet-loodrechte inval van zonlicht op het oppervlak van een zonnepaneel in vergelijking met de loodrechte lichtinval. Volgens de wet van Snell geldt: hoe kleiner de hoek tussen het oppervlak van de module en de richting van het zonlicht, hoe groter de reflectie. Het PVP-model gebruikt een vaste hoekreflectiefactor van 4%, gebaseerd op [1].

Celoppervlak-dekking

Slechts een deel van het oppervlak van een paneel bestaat uit fotovoltaïsche zonnecellen die elektriciteit genereren. De rest van het paneeloppervlak bestaat uit ruimte tussen de cellen en het frame van het paneel. Het licht dat valt op dit nonactieve oppervlak kan niet naar elektriciteit worden omgezet. Daarom is, om de grootte van dit verlies te berekenen, het noodzakelijk om de verhouding tussen het fotovoltaïsch actieve en het totale paneeloppervlak te berekenen. Dit wordt gedaan aan de hand van de paneeldimensies die door de paneelproducent zijn aangegeven. Verliezen verschillen tussen de panelen, maar liggen tussen 7-14%.

Interne omzettingsverliezen

Wanneer een zonnepaneel wordt verlicht, kan het een elektrische stroom opwekken. Het vermogensverlies dat tijdens dit proces binnenin het materiaal van het zonnepaneel optreedt, kan in twee onderdelen worden opgesplitst:

STC paneel efficientie:
Het rendement voor zonnepanelen in datasheets wordt gegeven als een vast percentage: dit percentage is het zogenaamde STC-rendement: het rendement van de zonnepanelen onder standaard testcondities.

Theoretisch rendementsverlies: de omzettingsefficiëntie van een zonnepaneel heeft een theoretische grens van ongeveer 30%, vanwege het spectrum van het invallende zonlicht en de materiaaleigenschappen van de zonnecellen*. Dit wordt bepaald door processen als non-absorptie, thermalisatie en bandkloofbenutting. Lees er meer over here.

Opto-elektrische verliezen: Deze verliezen zijn gerelateerd aan hoe goed de zonnecel is ontworpen. Hoe beter het ontwerp van de zonnecel, hoe dichter het rendement van het zonnepaneel het theoretische maximum bereikt. Het is een uitdaging voor onderzoekers en fabrikanten om de grootte van twee soorten verliezen te verminderen: optische verliezen (verwijzend naar het feit dat niet alle fotonen met energieën boven de limiet worden geabsorbeerd), en elektrische verliezen (verwijzend naar het feit dat niet alle elektrische energie die wordt opgewekt door geabsorbeerde fotonen wordt verzameld aan de elektroden van het zonnepaneel). Samen worden deze onvolmaakte zonnecelverliezen aangeduid als opto-elektrische verliezen. Een precieze karakterisering van de opto-elektrische verliezen in de verschillende moduletechnologieën is complex, maar de grootte van de opto-elektrische verliezen is gelijk aan het verschil tussen het theoretische rendement van een materiaal en het rendement van een paneel van dit materiaal zoals gemeten door de fabrikant (η_STC).

*Dit klinkt misschien laag, maar om het te relativeren, bedenk ter vergelijking dat het rendement van de omzetting van zonlicht in energie van fossiele brandstoffen minuscuul is: de fotosynthese van planten die zonlicht omzetten in chemische energie is al een zeer inefficiënt proces. Bij de afbraak en fossilisatie van dode biomassa gaat een groot deel van deze chemische energie verloren. Daarnaast vindt de vorming van fossiele brandstoffen plaats over miljoenen jaren. Ter vergelijking: de onmiddellijke omzetting van zonlicht in elektriciteit in een PV-systeem is een veel efficiëntere en eenvoudigere methode om de energie van de zon te gebruiken.

BoS verliezen

Deze BoS-verliezen zijn de verliezen die optreden in de andere componenten van het PV-systeem dan de zonnepanelen zelf. In het PVP-model beschouwen we (DC) bekabeling en vermogen mismatch verliezen en DC naar AC conversieverliezen: omvormer & MPPT verliezen. Daarnaast wordt bij PV-systemen voor platte daken en velden rekening gehouden met mutual shading loss.

Bekabeling en mismatch

Paneel-mismatchverliezen vinden plaats als panelen in een string (een aantal panelen die in serie aan elkaar verbonden zijn) een verschillende hoeveelheid stroom produceren, wat leidt tot de verspilling van energie in de paneelstring. Ohmische kabelverliezen zijn te wijten aan de elektrische weerstand van stroomkabels bij het transporteren van stroom. De mismatch verliezen worden geschat op 1,5% en de Ohmse kabelverliezen op 0,5% in het PVP-model [1].

Omvormer & MPPT

Het PVP-model berekent de efficiëntie van de omvormer op basis van het omvormervermogen en het opgenomen vermogen in de omvormer op een bepaald moment, met behulp van het Sandia National Laboratory omvormermodel [1]. De efficiëntie van een omvormer is laag als de vermogensinput ver onder het vermogen van de omvormer zit. Dit betekent dat omvormerverliezen hoog zijn in de winter en aan het begin en het einde van de dag (als er weinig licht is).

Het rekenmodel past ook een 3.15% efficiëntieverlies toe door maximum power point tracking (MPPT), een algoritme dat gebruikelijkerwijs in omvormers is ingebouwd om ervan verzekerd te zijn dat de zonnepanelen op het voltage en de stroom opereren dat zorgt voor de grootste vermogensproductie [2].

Zelfbeschaduwing

In deze tool worden twee soorten schaduwen onderscheiden: 'schaduwen door de omgeving' en 'schaduwen door het systeem zelf'. Dit laatste gebeurt in veld PV-systemen of in systemen op platte daken en wordt 'mutual shading' of 'zelfbeschaduwing' genoemd. Mutual shading wordt gemodelleerd als een DC-vermogensverlies: dit verlies staat voor het DC-vermogen dat verloren gaat door de zelfbeschaduwing van de PV-modules. Het wordt berekend als het verschil tussen wat het DC-vermogen zou zijn als er geen zelfbeschaduwing optreedt en wat het zou zijn wanneer een deel van de panelen in de schaduw staat. De details van deze aanpak kunnen hier worden gevonden .

Discontovoet

De disconteringsvoet is een concept dat gerelateerd is aan de tijdswaarde van geld. Omdat geld door rente waarde kan opbouwen, is het voordeliger om nu een bepaalde hoeveelheid geld te hebben dan hetzelfde bedrag op een moment in de toekomst. Bij de omrekening van toekomstige winsten of verliezen in geld naar actuele waarden wordt de disconteringsvoet gebruikt. De disconteringsvoet kan worden gezien als een standaardrentevoet voor de investering. Zo zou een winst van €105 over een jaar gelijk staan aan een winst van €100 op dit moment tegen een disconteringsvoet van 5%. Dus hoe hoger de disconteringsvoet, hoe hoger de toekomstige winsten moeten zijn om de investering rendabel te maken ten opzichte van een standaard investering tegen de gegeven disconteringsvoet.

Om deze invloed te illustreren zijn in het PVP-model twee scenario's berekend, één met een lage disconteringsvoet van 3% en één met een hoge disconteringsvoet van 7%. Als een investering in een PV-systeem winstgevend is bij een bepaalde disconteringsvoet, betekent dit dat het een betere investeringsmogelijkheid is dan een andere investering met een rente die gelijk is aan de disconteringsvoet. De lage disconteringsvoet en hoge disconteringsvoet scenario's zijn daarom vooral interessant om een investering in een PV-systeem te vergelijken met een andere investeringsmogelijkheid tegen de gegeven disconteringsvoet, en worden daarom vooral gebruikt door financiële investeerders. Voor de meeste huishoudens of particulieren die anders hun geld op de bank zouden houden tegen een rente van 0-1%, zijn de economische factoren die voor hen het meest relevant zijn, de niet-gedisconteerde waarden.

Salderen

De elektriciteit geproduceerd door een PV-systeem is niet altijd in balans met uw elektriciteitsverbruik. Dit betekent dat wanneer de productie groter is dan het gebruik (overproductie), de overtollige zonnestroom teruggeleverd wordt aan het net. Wanneer het elektriciteitsverbruik hoger is dan de productie, wordt de elektriciteit van het net gehaald.

Aan het eind van het jaar (in Nederland) wordt een vergelijking gemaakt tussen de hoeveelheid elektriciteit die aan het net wordt geleverd en de hoeveelheid die van het net wordt afgenomen. De geleverde elektriciteit wordt afgetrokken van de symbolische elektriciteit en u betaalt alleen voor de resterende kWh. Dit wordt 'salderen' genoemd. Deze zeer gunstige regeling blijft tot 2023 van kracht. Merk op dat er een salderingsgrens is en dat wanneer de jaarlijkse levering aan het net groter is dan de elektriciteit die van het net wordt afgenomen, de hoeveelheid geld die u krijgt afhankelijk is van uw elektriciteitsbedrijf. Een duidelijke beschrijving van de salderen vindt u here.

Economic indicators

Net present value
The NPV of a system represents the final profit that would be made over the entire system lifetime if one were to invest in it. It follows that a positive NPV represents a good investment whereas a negative NPV is a bad investment. Note that when a discount rate is applied, the system can still be profitable, i.e. provide the investor with more money than he initially invested. A negative discounted NPV, however, does indicate that the net profit would be less than the investor could receive from an alternative investment at the given discount/interest rate.

Payback period
For PV systems, the lifetime of the system is currently estimated at 25 years by module manufacturers. As a PV system requires a high initial investment which is earned back through electricity savings and sales, the investment must be earned back in 25 years. Therefore, a PBP of less than 25 years indicates a good investment. Every year after the PBP contributes to the net profit of the system.

Compound annual growth rate
The CAGR describes the average interest made over the total investment considering the total revenue made on the system over its lifetime. The value of CAGR can be used for comparisons with interest rates of alternative investments.

Levelized cost of electricity
The LCoE is an important parameter when comparing the production costs of different electricity sources. It represents the amount of money it costs to produce one kWh of electricity, and therefore LCoE is expressed in €/kWh. Comparing the LCoE of solar energy to that of conventional (fossil) electricity sources can show whether photovoltaics are economically competitive with these sources.

KNMI data

Het KNMI heeft de TU Delft de beschikking gegeven over real-time weersmetingen met een tijdsresolutie van 10 minuten, die niet publiekelijk beschikbaar zijn. De gegevens worden elke 10 minuten vergaard bij 46 onshore weerstations in het hele land.

Om jaarlijkse klimaatdatasets te maken zijn voor de periode 1991-2017 voor elk van de 46 stations uurlijkse KNMI-stationsmetingen gedownload en vervolgens bewerkt zoals hier is uitgelegd.

Een kaart van de KNMI-stations die in de PVP-database worden gebruikt, is weergegeven in Figuur 1. Meer informatie over elk van de weerstations is hier te vinden. Gebruikers van de website kunnen de gegevens van elk van de 46 stations bekijken en downloaden. Ze kunnen dit ook doen voor elk van de 12 Nederlandse provincies, waarvan de gegevens de gemiddelde waarden zijn van alle weerstations in die provincie.

Fig. 1 - Kaart van de KNMI-weerstations met de metingen die zijn opgeslagen in de PVP-database. De code van het KNMI-station en de naam van het station worden weergegeven als er op een pictogram wordt geklikt.

De volgende real-time meteorologische parameters* die worden gebruikt om de prestaties van het PV-systeem te berekenen, worden opgeslagen in de PVP-database:

• Global horizontal irradiance [W/m²]
• Omgevingstemperatuur [°C]
• Grondtemperatuur [°C]
• Windsnelheid [m/s]
• Bewolking [okta]. Een bewolking van 1 okta betekent dat een achtste van de hele hemel bedekt is met wolken.
• Atmosferische druk [Pa]
• Neerslag [mm/hr]

*De metingen zijn niet direct beschikbaar. Er is namelijk een tijdsverschil van 10-40 minuten tussen de huidige tijd en de tijd van de meting, door de vertraging in de gegevensoverdracht van de weerstations naar de KNMI-database. De relevantie van deze metingen voor de prestaties van de PV-modules wordt hier toegelicht.

Meteorologische databases

Voor de totstandkoming van de PVP-klimaatdatabase zijn voor de periode 1991-2017 voor elk van de 46 stations uurlijkse KNMI-stationsmetingen gedownload [1] en vervolgens gemiddeld per uur tussen de jaren door naar één klimaatdataset van 8784 uur ((365 dagen + 1 schrikkeldag)*24 uur). Een voorbeeld van zo'n gemiddelde, in dit geval voor de windsnelheid, is te zien in Figuur 1.

Fig. 1

Een uniek onderdeel van het PVP-model is dat de klimaatdatabase dynamisch wordt bijgewerkt. Elk uur wordt het uurgemiddelde van de real-time weersmetingen toegevoegd aan de klimaatdatabase door een gewogen gemiddelde te maken met de klimaatparameterwaarden in de historische database.

Het voordeel van deze eigenschap is dat elke nieuwe weersmeting bijdraagt aan een nauwkeuriger inschatting van het lokale klimaat. Met deze functie kunnen ontwikkelingen zoals klimaatverandering worden verwerkt in de datasets die door het PVP-model worden gebruikt, in tegenstelling tot statische datasets die slechts representatief zijn voor een bepaalde periode in de tijd, zoals 2005-2010. Een flowchart van de procedure die elk uur wordt uitgevoerd om de historische klimaatdatabase bij te werken, is weergegeven in Figuur 2.

Fig. 2 - Verband tussen de real-time en de klimaatdatabase.De creatie van een gewogen gemiddelde van de nieuwe en historische metingen zorgt ervoor dat de jaarlijkse dataset dynamisch wordt.

[1] Koninklijk Nederlands Meteorologisch Instituut (KNMI), KNMI Data Centre, 2018.

Stand van de zon

De positie van de zon op een bepaalde plaats op een bepaald moment van de dag kan wiskundig worden berekend, uitgedrukt in een zonnehoogte (α_s) en zon azimut. Het model dat voor deze berekening wordt gebruikt wordt in detail beschreven in hoofdstuk 18 van [1].

Zonnestralings modellen

De prestaties van een PV-systeem zijn sterk afhankelijk van de relatieve positie tussen de zon en de PV-modules, maar ook van de eigenschappen van het zonlicht: de instralingscomponenten en hoe het zonlicht het oppervlak van de PV-module bereikt. Deze factoren moeten worden bepaald voor de tijd en de dag van het jaar en voor de exacte locatie.

We kunnen drie bestralingscomponenten onderscheiden: direct, diffuus en gereflecteerd (albedo) zonlicht. Eerst worden de instralingscomponenten op een horizontaal oppervlak berekend. Vervolgens wordt de effectieve straling die op het oppervlak van de module valt berekend: de zogenoemde Plane of Array Irradiance. (G_POA).

Zonnestraling op horizontaal vlak

Op basis van de gemeten globale zonnestraling op de grond is een model geïmplementeerd dat de directe en diffuse (horizontale) instralingscomponenten extrapoleert. Het model is ontwikkeld door Reindl et al. [1] en maakt gebruik van een wiskundige stapfunctie die de diffuse fractie van de zonnestraling berekent volgens de waarde van de helderheidsindex. Deze wiskundige correlatie geldt voor Noord-Europese locaties op breedtegraden van ongeveer 50-60°N.

De helderheidsindex meet de vermindering van de binnenkomende zonnestraling als gevolg van de atmosfeer. Deze wordt daarom gedefinieerd als de verhouding tussen de horizontale globale bestralingssterkte op de grond (G_global) en de bijbehorende invallende straling vanuit de atmosfeer.

Zonnestraling op gekanteld vlak

De effectieve straling die op het oppervlak van de module valt is berekend als (G_POA). Deze component is bij benadering berekend als de som van een directe zonnestraal (G_beam), een gereflecteerde straal vanaf de grond (G_reflected) en het aandeel van het horizontale diffuse licht dat de module bereikt (G_diffusePOA).

Fig. 1 - Directe (beam) component van de invallende zonnestraling op het oppervlak van de modules

Voor de direct normal irradiance (DNI) is de directe lichtbundel afgeleid door rekening te houden met de relatieve hoek tussen het moduleoppervlak en de richting van het zonlicht (Figuur 1), zoals:

Waarbij β overeenkomt met de hellingshoek van de module (tilt); α en As zijn de momentane hoogte en azimut van de zon respectievelijk, en Am is de azimut/oriëntatie van de modules. Meer specifieke details over het berekenen van de momentane positie van de zon zijn te vinden in [1].

De straling die door de grond wordt gereflecteerd (G_reflected) wordt berekend door rekening te houden met het reflectievermogen van het grondoppervlak en de hellingshoek van de modules [2].

De diffuse straling die de modules bereikt wordt ook berekend met behulp van een door Reindl et al. ontwikkeld model. Dit bestaat uit een anisotroop diffuus model dat rekening houdt met het drievoudige effect van isotrope, circumsolaire en horizonverhelderende componenten van de diffuse straling op het oppervlak van de module [3].

The sum of these three components determines the total amount of solar energy instantaneously available at the module surface.

Lichtverliezen

Een deel van de invallende zonnestraling op het oppervlak van de module gaat verloren door vervuiling, beschaduwing en reflectie. Deze zogenaamde lichtverliezen zijn dus verliezen aan zonne-energie voordat het licht door het zonnepaneel wordt geabsorbeerd. Er bestaan verschillende manieren om met dergelijke verliezen te modelleren. Bij de keuze van een geschikte aanpak voor het PVP-model is een afweging gemaakt tussen enerzijds de rekensnelheid en anderzijds de nauwkeurigheid.

Deze lichtverliezen worden verwerkt in de vorm van een efficiëntieketen:

𝐺_{𝑃𝑜𝐴,𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙} = 𝐺_{𝑃𝑜𝐴,𝑝𝑟𝑖𝑚} ⋅ 𝜂_{𝑠𝑜𝑖𝑙𝑖𝑛𝑔} ⋅ 𝜂_{𝑠ℎ𝑎𝑑𝑖𝑛𝑔} ⋅ 𝜂_{𝑟𝑒𝑓𝑙𝑒𝑐𝑡𝑎𝑛𝑐𝑒}

Schaduw

Het PVP-model gaat uit van een jaarlijks energieverlies van 6.88% voor PV-systemen op het dak als gevolg van beschaduwing door omringende objecten. Deze verlieswaarde is gebaseerd op schaduwsimulaties van 5400 PV-systemen door het PV-systeem ontwerpbedrijf Solar Monkey. In dit geval 𝜂_{𝑠ℎ𝑎𝑑𝑖𝑛𝑔} = 0.9312.

Voor veld PV-systemen wordt uitgegaan van 0% schaduwverlies (𝜂_{𝑠ℎ𝑎𝑑𝑖𝑛𝑔} = 0) omdat deze systemen meestal op een 'free-horizon' locatie worden geplaatst (geen omringende obstakels).

Voor PV-systemen in het veld en PV-systemen op platte daken wordt ook nog een ander type schaduwverlies in beschouwing genomen: zelfbeschaduwingsverlies. In het PVP-model wordt dit verlies niet behandeld als een lichtverlies, maar als een DC-vermogensverlies.

Vervuiling

Vervuilingsverlies is het rendementsverlies dat optreedt door de absorptie of weerkaatsing van licht door stof of vuil dat zich op het paneel heeft opgehoopt. De hoeveelheid vervuilingsverlies is gerelateerd aan het aantal dagen zonder noemenswaardige regenval (de regenvrije periode, RFP), aangezien regen in staat is het stof van het paneel te reinigen en het vervuilingsverlies te 'resetten' naar 0.

Het PVP-model gaat uit van een 2 mm/dag neerslag die voldoende is om het paneel volledig te reinigen [1]. Het vervuilingsverlies neemt toe met 0.083%/dag (de vervuilingsfactor, SF) voor elke dag met minder dan 2 mm neerslag [1]. Het PVP-model maakt gebruik van real-time KNMI-neerslagmetingen om de RFP per locatie in Nederland te achterhalen. Het vervuilingsrendement wordt dan uiteindelijk uitgedrukt als: 𝜂_{𝑠𝑜𝑖𝑙𝑖𝑛𝑔} = 1 - (𝑅𝐹𝑃 ∙ 𝑆𝐹).

Reflectie

De hoekreflectie heeft betrekking op de extra lichtreflectie van het oppervlak van de module, als gevolg van de niet-loodrechte inval van zonlicht op het oppervlak van een module in vergelijking met de loodrechte lichtinval. Volgens de wet van Snell geldt: hoe kleiner de hoek tussen het oppervlak van de module en de richting van het zonlicht, hoe groter de reflectie. Het PVP-model gebruikt een vaste hoekreflectie verliesfactor van 4%, gebaseerd op [1].

Celoppervlak-dekking

Slechts een deel van het paneeloppervlak bestaat uit fotoactieve zonnecellen die stroom kunnen opwekken. De rest van het moduleoppervlak bestaat uit ruimte tussen de cellen en het frame van de module. Het licht dat op dit inactieve gebied valt, kan niet worden omgezet in elektriciteit. Om de grootte van dit lichtverlies te berekenen, moet daarom de oppervlaktedekking van het fotovoltaïsch actieve oppervlak van de module worden berekend op basis van de door de fabrikant opgegeven afmetingen. Het totale verlies verschilt per type paneel, maar de verliezen liggen in de orde van 7-14%.

Fluid-dynamic model

De insteek van dit model is een thermische energiebalans tussen de module en de omliggende omgeving [1] (Figuur 1), om de temperatuur van de module te bepalen als functie van de weersomstandigheden. Het model houdt ook rekening met het effect van de montage en opstelling van het PV-systeem. De uitgevoerde energiebalans wordt ook wel het 'vloeistof-dynamisch model' genoemd, aangezien het luchtstroomregime rond de module een belangrijke parameter is voor het bepalen van de temperatuur van de operationele module.

Fig. 1 - Hoe een PV-module warmte uitwisselt met de omgeving.

Voor de toepassing van de energiebalans is de PV-module gemodelleerd als één uniforme massa bij een temperatuur Tm. De modi van de warmteoverdracht tussen de module en de omgeving zijn respectievelijk:

• Warmte-ontvangst van de zon in de vorm van instraling (q_sun).
• Convectieve warmteuitwisseling met de lucht aan de voor- en achterkant van het paneel (q_convection).
• Stralingswarmteuitwisseling tussen de voorkant van de module en de hemel en tussen de achterkant van de module en de grond (q_radiation).

Een uniforme moduletemperatuur in het gehele paneel wordt aangenomen gezien de fotovoltaïsche (actieve) laag in de zonnecel zeer dun is en een zeer lage warmtecapaciteit heeft vergeleken met de andere lagen van het paneel (zoals glas of EVA) [2]. Ook wordt aangenomen dat de temperatuur constant is gedurende het gehele tijdvak, gezien de grote tijdsinterval (10 minuten) tussen metingen [2]. De temperatuur van de modules wordt berekend via een iteratief proces voor iedere set van weer- of klimaatmetingen.

Als de stralingsintensiteit op de modules en de temperatuur van de modules bekend is, kan de real-time module-efficiëntie en specifieke vermogensproductie [W/m²] worden berekend door onafhankelijk van elkaar de invloed van instraling en temperatuur te berekenen [3].

Temperatuure / zonnestralings effecten

Als de instralingsintensiteit en paneeltemperatuur zijn berekend, kan de omzetefficiëntie van het paneel worden berekend. Een paneel heeft een standaardefficiëntie, gemeten door de fabrikant bij een instraling van 1000 W/m2 en een celtemperatuur van 25 °C. Instralingswaarden lager dan 1000 W/m2 leiden tot lagere paneelefficiënties. Temperaturen boven 25 °C leiden tevens tot een vermindering in efficiëntie. Door deze beide effecten mee te nemen kan de paneelefficiëntie van het systeem worden berekend.

Aangezien de module-efficiëntie wordt getest bij een specifieke bestralingssterkte en een specifieke moduletemperatuur (de standaardtestcondities, STC), zal elke afwijking van deze bestralingssterkte en -temperatuur de module-efficiëntie beïnvloeden. Over het algemeen hanteert het PVP-model een logaritmische positieve relatie tussen de bestralingssterkte en het rendement: hoe hoger de bestralingssterkte, hoe hoger het modulerendement. Omgekeerd is er een lineaire omgekeerde relatie tussen de moduletemperatuur en het rendement. Hoe hoger de temperatuur, hoe lager het omzettingsrendement [1].

PV-omzettingsverliezen

Voor het maken van een figuur die de verdeling van alle verliezen in het PV-systeem weergeeft, worden de theoretische en opto-elektrische verliezen binnen de PV-module verder gecategoriseerd*. Het gaat hierbij om de processen van non-absorptie, thermalisatie en bandkloofgebruik. Deze verliezen zijn inherent aan fotovoltaïsche materialen en hun omvang kan worden berekend op basis van de materiaaleigenschappen. Ze bepalen dus het theoretische efficiëntielimiet van een specifiek fotovoltaïsch materiaal. In het PVP-model, wordt voor silicium een theoretische limiet van 29.43% geschat (d.w.z. een ideale kristallijne siliciumcel zou 29.43% van de zonne-energie kunnen omzetten in elektriciteit) [1].

De berekende waarden van deze verliezen worden alleen gebruikt voor de weergave in de figuur met specificatie van de efficiëntieverliezen. Lees hier hoe deze efficiëntieverliezen berekend worden. Voor de opbrengstberekeningen worden de PV-omzettingsverliezen berekend met behulp van de STC-efficiëntie, gecorrigeerd voor de temperatuur en de instralingseffecten zoals hier en hier wordt beschreven.

Non-absorptie

Als het licht eenmaal in het paneel terecht gekomen is, kan de energie worden geabsorbeerd door het paneelmateriaal. Om dit proces te begrijpen, is het nuttig om licht te zien als een verzameling energiepakketten genaamd fotonen. Iedere foton heeft een frequentie die evenredig is met zijn fotonenergie. Hoe hoger de frequentie, hoe hoger de energie van de foton.

Om te worden geabsorbeerd en een elektron (een drager van elektrische energie) vrij te maken in het fotovoltaïsche materiaal, moet een foton een energie hebben die hoger is dan de 'bandkloofenergie' (band gap energy in het Engels). De bandkloofenergie is een eigenschap van het fotovoltaïsche materiaal. Alle fotonen die een lagere energie hebben dan de bandkloofenergie zullen door het materiaal heengaan zonder te worden geabsorbeerd. De energie in deze fotonen draagt bij aan het non-absorptieverlies.

Thermalisatie

Een elektron die wordt bevrijd door een foton met voldoende energie kan slechts de bandkloofenergie bevatten. Daarom gaat de fotonenergie minus de bandkloofenergie verloren als warmte in het paneel in een proces dat thermalisatie heet.

Bandkloof-benutting

In zonnecellen die bij een temperatuur boven 0 Kelvin (het absolute nulpunt, gelijk aan -273.15 °C) opereren, is de cel in thermisch equilibrium met zijn omgeving en daarom vinden er recombinatieprocessen plaats waarin elektronen terugvallen naar hun originele energieniveau en een foton uitstralen. Het verlies van energie door recombinatie van ladingsdragers leidt tot de benutting van slechts een deel van de totale bandkloofenergie. Dit verlies is derhalve een bandkloof-benuttingsverlies.

Opto-elektrisch

In werkelijkheid zijn zonnecellen niet ideaal, en het is een uitdaging voor onderzoekers en fabrikanten om de grootte van twee soorten verliezen te verminderen: optische verliezen (verwijzend naar het feit dat niet alle fotonen met energieën boven de bandbreedte worden geabsorbeerd), en elektrische verliezen (verwijzend naar het feit dat niet alle elektrische energie die wordt opgewekt uit geabsorbeerde fotonen wordt verzameld aan de elektroden van het zonnepaneel). Samen worden deze verliezen door imperfecte zonnecellen aangeduid als opto-elektrische verliezen.

Een precieze karakterisering van de opto-elektrische verliezen in de verschillende moduletechnologieën is complex, maar de grootte van de opto-elektrische verliezen wordt berekend als het verschil tussen het theoretische rendement van een materiaal en het rendement van een paneel van dit materiaal zoals gemeten door de fabrikant.

Kabels & mismatch

Paneelmismatch-verliezen ontstaan wanneer panelen in een string (een serieschakeling van panelen) verschillende stromen produceren die leiden tot vermogensdissipatie in de modulestring. Ohmische kabelverliezen zijn te wijten aan de elektrische weerstand van stroomkabels bij het transporteren van stroom. Voor paneelmismatch wordt een verlies van 1.5% geschat, terwijl kabelverliezen op 0.5% worden gehouden in het PVP model [1].

Omvormer

Het PVP-model maakt gebruik van een berekeningsmethode waarbij automatisch een geschikte omvormer uit een database wordt geselecteerd (op basis van de SNL-database [1]). Deze selectieprocedure is afhankelijk van de invoer van uw PV-systeemontwerp. Het PVP-model berekent het rendement van de omvormer op basis van het omvormervermogen en het vermogen dat op een bepaald moment in de omvormer wordt ingevoerd, met behulp van het omvormermodel van het Sandia Nationaal Laboratorium [1].

De flowchart hieronder laat een schematisch overzicht zien van de berekemethode voor het omvormer selectieproces, de omvormer topologie en de omvormer efficiëntie. Voor meer details wordt verwezen naar [2].

MPPT

In de uiteindelijke omvormerefficiëntie wordt ook de efficiëntie van de Maximum Power Point Tracker (MPPT) meegenomen. De MPPT is een apparaat dat het mogelijk maakt voor het zonnepaneel om te opereren op het voltage en de stroom waarbij de grootste vermogensproductie wordt gerealiseerd op dat moment. In het PVP-model wordt een η_MPPT van 96.85% aangenomen [1].

Omvormer selectie

De drie beschouwde topologieën zijn een 'centrale omvormer', een 'team-omvormer' en een 'string-omvormer', die overeenstemmen met het gekozen totale geïnstalleerde PV-vermogen. Het selectieproces van de omvormer is gebaseerd op twee criteria:

• (1) Het nominale ingangsvermogen van de omvormer moet dicht bij het nominale geïnstalleerde vermogen van de modulestring liggen en mag dit niet overschrijden;
• (2) Het eigenverbruik van de omvormer moet zo laag mogelijk zijn.

Het vereiste minimale omvormervermogen is afhankelijk van het vastgestelde type omvormer en het bijbehorende veronderstelde aantal subsystemen (NoS). In het PVP-model is NoS gelijk aan 1 in het geval van een centrale omvormer en 4 in het geval van de teamomvormer. Voor een stringomvormer is het aantal subsystemen in eerste instantie echter onbekend. In dit geval is het uitgangspunt een verscheidenheid aan mogelijke stringlengtes: 12, 14, 16, 18 of 20 modules per string.

Met een forloop worden alle omvormers uit de database doorgezocht naar de omvormer die het best voldoet aan de criteria (1) en (2). Voor elk type wordt het benodigde omvormervermogen met de Inverter Sizing Factor* (ISF) naar beneden bijgesteld.

*Deze Inverter Sizing Factor is een tilt- en azimut-afhankelijke factor die gebruikt wordt op basis van het onderzoek van [1].

Omvormer topologie

Als input voor de rendementsberekeningen is het nodig om de topologie van de omvormer te bepalen: het aantal modules in een string (serie) en het aantal strings (parallel) voor de subsystemen. Voor elke omvormertopologie wordt de maximale string-lengte van de omvormer bepaald door de ingangsspanning van de omvormer. We vergelijken de nominale omvormerspanning met de gemiddelde maximale vermogensspanning van het systeem om een schatting te maken van het maximale aantal modules dat in een string is aangesloten.

Het berekende aantal in serie geschakelde modules, 𝑁𝑠, in een subsysteem is dan gelijk gesteld aan een van de volgende drie opties: (1) 𝑁𝑠 = 𝑁𝑠,𝑚𝑎𝑥, (2) 𝑁𝑠 = 1 of (3) 𝑁𝑠 = 𝑁𝑠𝑢𝑏𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚.

Het verdient de voorkeur om zoveel mogelijk modules in serie aan te sluiten, optie (1), omdat dit de stromen aan de DC-zijde verlaagt, wat resulteert in minder kabelverliezen.

Omvormer efficiëntie

Het PVP-model berekent het rendement van de omvormer op basis van het omvormervermogen en het ingevoerde vermogen in de omvormer op een bepaald moment, volgens het omvormermodel van het Sandia Nationaal Laboratorium [1]. Het rendement van een omvormer is laag wanneer het ingangsvermogen van de PV-modules ver onder het ingangsvermogen van de omvormer ligt. Dit betekent dat de verliezen van de omvormer hoog zijn in de winter en aan het begin en het einde van de dag (weinig licht).

Naast de parameters uit de omvormerdatabase is het DC-ingangsvermogen en spanning naar de omvormer nodig. Beide zijn afhankelijk van de bepaalde topologie van de omvormer. De DC-ingangsspanning is gelijk aan de totale spanning van een subsysteemstring, berekend door de DC spanning van een module met het aantal modules in de string. De DC-ingang is afhankelijk van het werkelijke DC-vermogen van een module en het aantal modules in een subsysteem. In de topologie van de teamomvormer kan het totale DC-systeemvermogen op de meest efficiënte manier over de vier omvormers worden verdeeld. In het geval van een lage vermogensproductie per subsysteem kan het aantal actieve omvormers worden verminderd, waardoor het totale omzettingsrendement wordt verhoogd. Omdat het model minder nauwkeurig is in het geval van zeer lage spanningen, wordt een extra controle uitgevoerd om ervoor te zorgen dat de efficiëntie niet meer dan 100% kan bedragen.

Schaduw intensiteit

Er bestaat een parameter om de intensiteit (of duisternis) van de schaduw te beschrijven, gebaseerd op de samenstelling van de invallende stralingssterkte. Deze parameter voor de intensiteit van de schaduw (𝑆𝐵), is een factor tussen 1 en 0, waarbij 0 verwijst naar een volledig donkere schaduw en 1 naar geen schaduw. Deze factor is afkomstig uit een gepubliceerd wetenschappelijk artikel van de PVMD-groep [1] en wordt berekend volgens:

𝑆𝐵 =1 / 𝐻 + 1

Hier is 𝐻 de verhouding tussen de directe instraling en de diffuse instraling, beide in het vlak van het zonnepaneel oppervlak (plane of array), In geval van bewolking is de diffuse component van het zonlicht hoger dan de directe component, wat uiteindelijk betekent dat 𝐻 → 0, wat resulteert in 𝑆𝐵 → 1, wat verwijst naar geen (gedeeltelijke) schaduw. Hoe groter 𝐻, hoe dichter 𝑆𝐵 bij 0 komt. Er moet worden bepaald welke waarde van 𝐻 op de meest realistische manier samenhangt met de bewolkte omstandigheden.

Schaduw bedekking

Het patroon van de schaduw op de zonnepanelen is afhankelijk van de stand van de zon en de geometrie van het systeem: de afmetingen van de zonnepanelen, de oriëntatie, de tilt, de azimut en de rijafstand. Hierbij wordt uitgegaan van een oneindige rijlengte. Het berekenen van de lengte van de schaduw die op een paneel in een rij wordt geworpen (de bedekking), is in feite een geometrisch probleem. Verschillende parameters zijn geïdentificeerd zoals weergegeven in Figuur 1 (zijaanzicht) en Figuur 2 (bovenaanzicht), allemaal nodig om de lengte van de schaduw 𝑑2 op de grond te berekenen, en de lengte van de schaduw 𝑐 op een paneel in een beschaduwde rij. Er moet ook rekening worden gehouden met de veranderende azimut van de zon. Dit wordt geïllustreerd in een bovenaanzicht van de opstelling.

Fig. 1 - Zijaanzicht van twee zonnepanelen met een zonnestraal die een schaduw werpt op de zonnepanelen in de tweede rij. De term coverage verwijst naar de schaduwlengte 𝑐.

Fig. 2 - Twee bovenaanzichten van een zonnestraal (geel) die een schaduw werpt (grijs). Figuur 1) geeft de situatie weer wanneer de azimut van de zon gelijk is aan de azimut van het zonnepaneel. Figuur 2) toont de situatie wanneer dit niet het geval is. Merk op dat 𝑑2 in situatie 1) gelijk is aan 𝑠, de lengte van de schaduw gezien vanaf de bovenkant. 𝑑2 wordt in deze situatie 𝑑2(1) genoemd.

Wanneer bovendien rekening wordt gehouden met de rijafstand 𝑅 en de tilthoek van het zonnepaneel 𝜃𝑚, wordt de uiteindelijke uitdrukking voor de gearceerde lengte 𝑐(𝑡) op het zonnepaneel:

𝑐(𝑡) =(𝑑₂(𝑡) − 𝑅) ⋅ 𝑠𝑖𝑛(𝑎_𝑠,2(𝑡)) / 𝑠𝑖𝑛(180 − 𝜃_𝑚 − 𝑎_𝑠,2(𝑡))

Een ander onderscheid dat wordt gemaakt is de gebruikte zonnepaneeltechnologie en of deze bypass-diodes bevatten of niet. Aangenomen wordt dat mono- en polykristallijne siliciummodules drie bypass-diodes bevatten. Voor deze panelen is de berekende schaduwdekking 𝑐 tot op een derde naar boven afgerond. In het geval van andere (dunne-film) technologieën worden de berekende worden de niet-afgeronde waarden gebruikt in verdere berekeningen.

Bovendien stelt het model automatisch de schaduwdekking in op nul in het geval van de verschillende situaties waarin een zonnepaneel niet beschaduwd is:

• Wanneer de zon achter de panelen staat; dit is echter niet het geval in een systeem met bi-facial zonnepanelen, maar zulke zonnepanelen zijn nog niet in de PVP geïmplementeerd.
• Wanneer de zon onder de horizon is;
• Wanneer de intensiteit van de schaduw 𝑆𝐵 = 1;dit vereist 𝐻 = 0. Dit betekent dat er geen direct licht is in vergelijking met diffuus licht, zoals het geval is in sterke bewolkte omstandigheden.
• Wanneer de tilt van de panelen gelijk is aan nul: de panelen zijn horizontaal geplaatst;
• Wanneer de lengte van de schaduw, 𝑑2(𝑡) gelijk is aan of kleiner is dan de rijafstand 𝑅;
• In de eerste rij met zonnepanelen vindt geen zelfbeschaduwing plaats. Dit is vooralsnog verwaarloosd in het PVP-model.

DC vermogenverlies

Voor de berekening van het DC-vermogen inclusief de zelfbeschaduwingsverliezen worden vier gevallen onderscheiden, die ook in Figuur 1 zijn weergegeven. Voor elk geval wordt het DC-vermogen berekend met behulp van de bijbehorende vergelijking:

• (A) landscape + c-Si panelen --> 𝑃_𝐷𝐶 = 𝑃_{𝑠𝑝𝑒𝑐𝑖𝑓𝑖𝑐} ⋅ 𝐴_{𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑒,𝑐𝑒𝑖𝑙𝑒𝑑}
• (B) portrait + c-Si panelen --> 𝑃_𝐷𝐶 = 𝑃_{𝑠𝑝𝑒𝑐𝑖𝑓𝑖𝑐} ⋅ 𝑆𝐵 ⋅ 𝐴_{𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒}
• (C) landscape + other panelen --> 𝑃_𝐷𝐶 = 𝑃_{𝑠𝑝𝑒𝑐𝑖𝑓𝑖𝑐} ⋅ 𝑆𝐵 ⋅ 𝐴_{𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒}
• (D) portrait + other panelen --> 𝑃_{𝑠𝑝𝑒𝑐𝑖𝑓𝑖𝑐} ⋅ 𝐴_{𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑒} + (𝑃_{𝑠𝑝𝑒𝑐𝑖𝑓𝑖𝑐} ⋅ 𝐴_{𝑠ℎ𝑎𝑑𝑒𝑑} ⋅ 𝑆𝐵)

Merk op dat voor de gevallen (B) en (C) dezelfde vergelijking wordt gebruikt. Er geldt: 𝑃_{𝑠𝑝𝑒𝑐𝑖𝑓𝑖𝑐} = 𝐺_{𝑃𝑜𝐴,𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙} ⋅ 𝜂_𝐺,𝑇 ⋅ 𝜂_{𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒,𝑀𝑀} in W/m², dat is het vermogen dat het zonnepaneel produceert per m², na rekening te hebben gehouden met lichtverliezen, verliezen als gevolg van temperatuur- en instralingseffecten en de efficiëntie van de DC-BoS-componenten [1]. Verder geldt, 𝐴_{𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑒} = 𝐴_𝑚𝑜𝑑 ⋅ (1 − 𝑐𝑜𝑣𝑒𝑟𝑎𝑔𝑒) en 𝐴_{𝑠ℎ𝑎𝑑𝑒𝑑} = 𝐴_𝑚𝑜𝑑 − 𝐴_{𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑒}.

Fig. 1 - Aanpak voor het modelleren van het zelfbeschaduwingsverlies voor 4 verschillende situaties: (A), landscape geörienteerde cSi panelen, (B) portrait geörienteerde cSi panelen, (C) landscape geörienteerde dunne-film panelen, en (D) portrait geörienteerde dunne-film panelen.

Zoals uit de vergelijkingen blijkt, worden er voor elk geval aannames gedaan. Allereerst wordt aangenomen dat c-Si-panelen 3 bypass-diodes bevatten, waarbij het paneel in 3 hoofdstrings wordt verdeeld. In de landschapsmodus zal elke beschaduwde string nul vermogen produceren. In de staande modus (portrait) zal elke schaduw invloed hebben op alle strings, en het vermogen wordt dan verlaagd met de intensiteit van de schaduw.

Alle andere panelen worden behandeld als dunne-film panelen met één bypass-diode. In landscape-modus wordt het DC-vermogen op dezelfde manier berekend als in geval (B). In de staande modus dragen zowel de beschaduwde als de niet-beschaduwde gebieden bij aan de stroomproductie, zij het afhankelijk van de intensiteit van de beschaduwing. In het geval van een volledig donkere schaduw is de vermogensbijdrage van het beschaduwde gebied nul. Uit deze vermogensberekening kan een 'zelfbeschaduwingsefficiëntie' (𝜂_𝑀𝑆) worden verkregen, geschikt om te implementeren in de 'efficiency breakdown figure':

𝜂_𝑀𝑆 = 𝐴_{𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑒}/𝐴_{𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒}
𝜂_𝑀𝑆 = 𝑆𝐵
𝜂_𝑀𝑆 = (𝐴_{𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑒} + 𝑆𝐵 ⋅ 𝐴_{𝑠ℎ𝑎𝑑𝑒𝑑})/𝐴_{𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒}

Oppervlak typen & legplan

Met het oog op de verschillende invoeropties voor de omvang wordt een onderscheid gemaakt tussen drie 'soorten' oppervlakten: (1) Beschikbare oppervlakte: De daadwerkelijk beschikbare oppervlakte zoals gespecificeerd door de gebruiker aan de hand van de oppervlaktezijden. (2) Vereiste oppervlakte: De benodigde oppervlakte voor een PV-systeem met een aantal zonnepanelen op basis van het jaarlijkse elektriciteitsverbruik. (3) Gewenste oppervlakte: De oppervlakte die wordt verkregen door het opgeven van een gewenst aantal zonnepanelen door middel van de invoeropties 'aantal zonnepanelen' of 'geïnstalleerd vermogen'.

Dit onderscheid is belangrijk bij het weergeven van de resultaten van de systeemomvang aan de gebruiker, maar ook voor een duidelijke structuur van het model. Afhankelijk van de invoer van de gebruiker moeten de overeenkomstige oppervlakten worden bepaald, zoals weergegeven in Figuur 1. Wanneer er meer dan één oppervlaktetype moet worden bepaald, moet slechts één daarvan het uiteindelijke legplan van de array bepalen die aan de gebruiker wordt getoond. De 'legplan' kolom geeft aan welke parameters moeten dienen als input voor de berekeningen van het legplan.

Fig. 1 - Treediagram dat laat zien welke oppervlaktetypes moeten worden bepaald, afhankelijk van de invoeropties met betrekking tot elektriciteitsverbruik en omvang. De laatste kolom geeft aan wat als invoer voor de berekeningen van het legplan gebruikt zullen worden. "NM" staat voor aantal panelen, "IC" voor geïnstalleerd vermogen, "RFA" voor dak/veldoppervlak, "PP" voor percentage van een provincie en "YE" voor het jaarlijkse elektriciteitsverbruik [1].

Het model voor het legplan berekent één mogelijke combinatie van hoeveel zonnepanelen er op een rij worden geplaatst en hoeveel rijen er zijn. Deze indeling wordt berekend op basis van de ingevoerde waarden voor de omvang en opstelling van het systeem. Het legplan wordt gebruikt voor de berekening van de uiteindelijke afmetingen van uw PV-systeem, zoals in detail beschreven in [1].

In het PVP-model heeft het gebruikte legplan over het algemeen geen invloed op de prestatieberekeningen: het maakt niet uit of u een 4x3- of een 2x6-indeling heeft, zolang het aantal panelen maar gelijk blijft. In het geval van een oost-west opstelling is het echter wel afhankelijk van hoeveel van deze panelen naar het oosten gericht zijn en hoeveel naar het westen. In dit geval kan het legplan de prestatieberekeningen enigszins beïnvloeden.

Elektriciteitsgebruik: energie balans

De aanpak voor het berekenen van de omvang van het systeem op basis van het elektriciteitsgebruik is gebaseerd op een netgekoppelde systeem dimensioneringsmethode die wordt beschreven in [1], chapter 20.4. Het komt voort uit het energiebalansparadigma: de omvang van het systeem wordt zo ingeschat dat de geproduceerde energie en de verbruikte energie over het jaar heen met elkaar overeenkomen.

𝑁_{𝑙𝑜𝑎𝑑} = ceil(𝐸_Υ𝐿 ⋅ 𝑆𝐹 / 𝐴_mod ⋅ ∫𝐺_{𝑀,𝑦𝑒𝑎𝑟}(𝑡)𝜂(𝑡) d𝑡)

Hier is 𝑁_{𝑙𝑜𝑎𝑑} het geschatte aantal benodigede zonnepanelen, 𝐸_Υ𝐿 het gespecificeerde jaarlijkse elektriciteitsverbruik in Wh, 𝑆𝐹 een veelgebruikte dimensioneringsfactor van 1.1, 𝐴_mod het oppervlakte van 1 paneel en voor 𝜂(t) wordt 𝜂_𝑆𝑇𝐶 gebruikt. De expressie ∫_{𝑦𝑒𝑎𝑟}𝐺_𝑀(𝑡)𝜂(𝑡) d𝑡 is de jaarlijkse (potentiële) gelijkstroomenergie per m² geproduceerd door 1 paneel, in Wh/m².

Een extra invoeroptie is een 'elektriciteitsgebruik percentage' factor (0-1). Door het specificeren van deze factor kan de gebruiker bepalen welk percentage van het jaarlijkse elektriciteitsverbruik hij wil dekken. 𝐿𝑜𝑎𝑑𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 = 1, betekent dat het de bedoeling is om 100% van het jaarlijkse elektriciteitsverbruik te voorzien.

Minimale rijafstand berekening

De gebruiker kan kiezen tussen het opgeven van een bepaalde rijafstand of het model een minimale rijafstand laten berekenen. Deze minimale rijafstand is de rijafstand die nodig is om (bijna) geen zelfbeschaduwingsverlies te hebben gedurende een jaar. Dit wordt als volgt bepaald:

De rijafstand moet zodanig zijn dat er op de kortste dag van het jaar (21 december) gedurende 5 uur geen schaduw optreedt. Dit betekent dat gedurende de rest van het jaar de schaduwen lager zouden zijn. Er wordt gebruik gemaakt van een tijdsbestek van 10.00 tot 3.00 uur. De eerste stap is het berekenen van de azimut en de hoogte van de zon op zowel 10 uur 's ochtends als 3 uur 's middags. Dit wordt gedaan door gebruik te maken van dezelfde vergelijkingen die gebruikt worden voor het berekenen van de positie van de zon voor de meteorologische databases, verkregen uit [1].

Vervolgens wordt de lengte van de schaduw berekend voor beide tijdstippen, op dezelfde manier als voor de schaduwbedekking. Voor beide uren wordt nagegaan of de zon achter de panelen staat. Als dit bijvoorbeeld het geval is om 10 uur 's ochtends vanwege een westelijke oriëntatie, wordt de schaduwlengte om 15 uur 's middags, 𝑑_2-15, gebruikt om de minimale rijafstand 𝑅 te bepalen. Wanneer om 10u en 15u de zon voor het zonnepaneel staat, worden de schaduwlengtes voor beide tijden vergeleken en dit levert dan op: 𝑅 = 𝑚𝑎𝑥(𝑑_2-15, 𝑑_2-10) [2].

In een oost-west opstelling is de aanpak iets anders, omdat de zon altijd voor ofwel de westelijke ofwel de oostelijke gerichte panelen zal staan. De rijafstand wordt berekend door het maximum van de absolute waarden van de berekende schaduwlengtes te nemen en te compenseren voor de verschillende definitie van rijafstand zoals gezien in Figuur 1, wat betekent dat 𝑅 = 𝑚𝑎𝑥(𝑑_2-15, 𝑑_2-10) - 𝑑1. Daarnaast wordt gecontroleerd of bij 𝑅 ≤ 𝑑1 de rijafstand op nul wordt gezet.

Fig. 1 - Twee zijaanzichten met zijde B voor een normale configuratie (links) en voor een oost-west configuratie (rechts).

Financiële input

Voor de berekeningen is nodig: (1) de levensduur van het PV-systeem, (2) de initiële investeringskosten, (3) de jaarlijkse exploitatie- en onderhoudskosten (O&M), (4) de jaarlijkse energieproductie (met inbegrip van een paneeldegradatiefactor die leidt tot een verminderde productie in de loop van de tijd), (5) de jaarlijkse inkomsten (afhankelijk van de elektriciteitsprijzen en de regelgeving), en (6) de disconteringsvoet. Tabel 1 geeft een overzicht van de wijze waarop elke input wordt verkregen.

Tab. 1 - Samenvatting van de aanpak voor het financiële model [4].

Voor de input (2)-(5) worden er drie systeemcategorieën onderscheiden, vergelijkbaar met de aanpak van het Nationaal Zonnevoudig Trendrapport, Solar Bankability en een economische studie van het Internationaal Energieagentschap [1], [2], [3]. De specifieke kosten van de omvormer worden berekend door de systeemafhankelijk gemiddelde waarde te verlagen met de Inverter Sizing Factor van het ontworpen systeem. Tabel 2 geeft een overzicht van de categorie-afhankelijke waarden die zijn gebruikt voor de economische berekeningen.

Tab. 2 - Economische parameters afhankelijk van systeemcategorie [4].

De standaard kosten van een zonnepaneel worden verondersteld gelijk te zijn aan het Trina Solar mono c-Si paneel. Als er een ander paneel wordt gekozen, wordt het verschil tussen de kosten van dit paneel en de kosten van het Trina mono c-Si paneel opgeteld bij de standaard totale systeemkosten die worden toegepast voor de categorie van het PV-systeem.

Tab. 3 - Overzicht van zonnepanelen en specifieke kosten zoals te vinden in het PVP 2.0-rapport [5]. *De kosten van de flexibele a-Si-module zijn niet bekend en worden daarom verondersteld gelijk te zijn aan de CdTe-moduleprijs.

Financiële indicatoren

Om een wetenschappelijk onderbouwde analyse van de rentabiliteit te kunnen maken, worden vier economische indicatoren berekend [1]:

De net present value (NPV, in €) van het PV systeem. De NPV is de actuele waarde van de winst (of het verlies) over de levensduur van de investering.

De tweede indicator, de terugverdientijd (PBP, in jaren) geeft aan hoeveel tijd het zal duren voordat de totale winst opweegt tegen de initiële investering.

De compound annual growth rate (CAGR, in %) geeft de gemiddelde jaarlijkse rente over de totale investering aan. Het CAGR van het PV-systeem kan worden vergeleken met de standaardrente die door de gebruikers van de website wordt verwacht.

De vierde en laatste indicator is levelized cost of electricity (LCoE, in €/kWh). De LCoE vertegenwoordigt de hoeveelheid geld die het kost om één kWh elektriciteit te produceren. De LCoE is een indicator waarmee de kostencompetitiviteit van PV ten opzichte van andere energieopwekkingstechnologieën kan worden vergeleken.