The major topic of this master‘s thesis is to create a complex model of general photovoltaic power plant (PVP). First chapters are engaged in research of photovoltaic. Growth of globally installed power and analysis of situation in Czech Republic are described in this section. The spectrum of conditions is introduced, from current legislative framework up to local Sun radiation. The actual technologies and their advantages are depicted, especially rate of utilization of energy. Expected trends of future development of conversion efficiency are mentioned, with prediction of production costs of photovoltaic. In context with those aspects, the question of grid parity achievement arises. The own assembled model of photovoltaic power plant has been created in Microsoft Excel. The mathematical apparatus is described in a separate chapter, individually solving technical part, which main result – the amount of yearly generated electricity, is applied for economical calculation. Final results are the usual economic indicators, mainly: Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Levelized Cost of Electricity (LCOE). There is series of aspects defined by user in the model which may impact the amount of produced electricity and economics of user’s project, such as use of loan, replacement of converters, operational costs etc. These aspects are frequently neglected by project sellers. In the end, intended photovoltaic power plants of 2.75 kWp and 28.98 kWp are simulated by the model in real conditions of 2013. Sensitivity of impact of both proposals to the aspects mentioned above has been analyzed. In the conclusion the achieved results are summarized and the key factors which determine the PVP’s economic efficiency are assessed.

With environmental concerns and energy needs increasing, many regions in the world are promoting renewable energy technologies making use of various policy instruments. Although today the PV systems price is decreasing, which gives it a competitive edge; we see the technology still being dependent on policy instruments for its dissemination.   The aim of this study is to research on whether or not a solar PV system is economically viable under certain circumstances. The study analyzes this by performing a cost beneficial analysis for the lifetime of the solar PV system making use of a discounted savings model. The systems being considered in this study are from California and Germany as these regions are leading in solar PV dissemination in their respective regions. The policies that are aiding the deployment of solar PV technologies are varied and thus this study compares benefits from different policy instrument for a residential customer investing in a solar PV system.   The research objectives in this study are pursued making use of major concepts such as Grid Parity, Levelized Cost of Electricity and financial methods such as discounting.  Further, to understand how the different independent variables such as retail electricity prices, PV system pricing, WACC, self-consumption rate and storage availability are having an impact and how the results change with variation in these variables, a sensitivity analysis is conducted.   The results obtained in this study show that a solar PV system installed in California and Germany both make net benefits over their lifetime. When compared, the Californian solar PV system under the Net Energy Metering policy is making more net economic benefits in the range of $ 40,351 in Eureka and $53,510 in San Francisco; when compared to the German solar PV systems under the Feed in Tariff ranging $4,465 in Berlin and $11,769 in Munich. Furthermore the Californian solar PV systems still prove to be more beneficial even when compared to the German solar PV systems under the self-consumption law of the Feed in Tariff ranging $ 6,443 in Berlin and $ 13,141 in Munich.  But when the self-consumption rate is increased in the German case, it is noted that the associated benefits increase.   The study at hand thus results in the California Net Energy Meter policy instrument proving to be more beneficial to a residential customer than the German Feed in tariff with and without self-consumption. Another important finding made in this study is that despite the German solar PV system making lesser benefits than the Californian ones, they attain Grid Parity before the ones in California.

The objective of this thesis is to develop low-cost high-efficiency crystalline silicon solar cells which are at the right intersection of cost and performance to make photovoltaics (PV) affordable. The goal was addressed by improving the optical and electrical performance of silicon solar cells through process optimization, device modeling, clever cell design, fundamental understanding, and minimization of loss mechanisms. To define the right intersection of cost and performance, analytical models to assess the premium or value associated with efficiency, temperature coefficient, balance of system cost, and solar insolation were developed and detailed cost analysis was performed to quantify the impact of key system and financial parameters in the levelized cost of electricity from PV.

Africa still has the lowest electrification rates in the world with over 600 million people estimated to be living without access to electricity. What makes the challenge even greater for Africa is that the continent is so sparsely populated that building grid infrastructure is not viable in many cases. However, “pay-as-you-go” solar home systems have provided the continent with the opportunity to correct its electrification deficit. These innovations are not new and many of the costs of operating these systems have reached grid parity when one considers the Levelized Cost of Energy Model. However, these projects still fail to meet institutional investors' bankability criteria. The aim of this study is to try and understand whether solar home systems provide the investor with an opportunity to make a larger risk-adjusted return versus existing grid-based power station projects being considered on the continent. This study uses Ghana's recently built Kpone power station as a case study to complete this analysis. The study also seeks to assess what viability criteria is employed by a broad base of investors if they were to consider funding off-grid power. The study makes use of the Net Present Value model to compare the returns for Kpone and Zola Electric's Infinity solar home system. The study also conducts inductive qualitative analysis to try and ascertain what criteria is assessed for project viability and then builds a conceptual framework for assessing future projects. The study found that Kpone provided a better risk-adjusted return to that of Zola Electric's solar home system, largely because of Kpone's project finance structure reducing the risk of the investment. Our findings also show that investment ticket size, company track record and management track record are among the most highly considered criteria for investments into off-grid companies.

Im Rahmen der Energiewende vollzieht sich die Abkehr von einer zentralisierten Energieversorgung mit weitgehend fossilen Kraftwerken hin zu einem dezentral organisierten System mit vorrangig erneuerbaren Energien. In diesem zukünftigen durch erneuerbare Energien dominierten Energiemarkt, nimmt die Photovoltaik (PV) aufgrund ihrer technologischen Eigenschaften eine besondere Stellung ein. Einer umfassenden Nutzung der Photovoltaik standen in der Vergangenheit hohe Investitionskosten entgegen. Der globale Auf- und Ausbau von Produktionskapazitäten zur Fertigung von PV-Anlagen und damit einhergehende Lernkurveneffekte haben im Zeitverlauf zu einer deutlichen Kostenreduktion für PV-Anlagen geführt. Die vormalige Kostenintensität von PV-Anlagen hat zur Entwicklung des klassischen Ansatzes zur Netzparität der Photovoltaik, als Maß deren Wettbewerbsfähigkeit, geführt. Der Ansatz stellt auf den Vergleich von Stromgestehungskosten einer neu installierten PV-Anlage eines Haushalts mit dessen Strombezugskosten aus dem öffentlichen Stromnetz ab. Sowohl die Gegenüberstellung von Kosten und Preisen als auch der Fokus lediglich auf private Haushalte schränken die Anwendbarkeit des Ansatzes ein und bilden den Hintergrund dieser Arbeit. Basierend auf einer umfassenden Literaturrecherche bestehender Paritätsbegriffe erfolgt eine Neudefinition des Ansatzes der Netzparität der Photovoltaik, die eine aussagekräftige Bewertung der Wettbewerbsfähigkeit dieser Technologie erlaubt. Wettbewerbsfähigkeit ist gegeben, wenn sich der Einsatz der Photovoltaik kostensenkend auf die Gesamtkosten der Stromproduktion des Energiemarkts auswirkt. Die allgemeine Anwendbarkeit des Ansatzes auf weitere Energieerzeugungstechnologien, regional und zeitlich unabhängig, gilt als wesentliche Bedingung der Entwicklung des Paritätsansatzes. Hierfür werden die Kriterien reine Kostenorientierung, Betrachtung des gesamten Lebenszyklus von Energieerzeugungsanlagen, Anlagenbetrieb im technologischen Optimum und Vergleichsbasis im Energiemix definiert. Unter Zuhilfenahme eines Energiemarktmodells erfolgt die theoretische Darstellung des novellierten Paritätsansatzes. Netzparität der Photovoltaik im Ansatz dieser Arbeit liegt vor, wenn PV-Anlagen im Rahmen ihrer Nutzungsdauer eine Kostensenkung im Energiemix bewirken. Das bedeutet, dass der Saldo aus Stromgestehungskosten von PV-Anlagen eines Installationsjahrs und dem Energiemix über deren Nutzungsdauer positiv ist. Im Ergebnis des novellierten Ansatzes wird festgestellt, dass der jeweils in einer Region vorliegende Energiemix die Wettbewerbsfähigkeit von Stromerzeugungstechnologien wie der Photovoltaik determiniert. Externe Eingriffe wie eine Begrenzung der Anlagennutzungsdauer, führen generell zu höheren Kosten im Energiemix. Weiterhin zeigt sich, dass für den Standort Deutschland PV-Anlagen ab 2035 die Bedingungen der Netzparität erfüllen und entsprechend im nationalen Energiemix kostenmindernd wirken. Die Neudefinition des Ansatzes zur Netzparität als kostenbasiertes, langfristorientiertes und technologieneutrales Modell stellt ein Planungsinstrument dar, das die Umsetzung politischer Ziele wie der verstärkte Ausbau erneuerbarer Energien oder die Reduktion von CO2-Emissionen kostenminimal ermöglicht.

Im Rahmen der Energiewende vollzieht sich die Abkehr von einer zentralisierten Energieversorgung mit weitgehend fossilen Kraftwerken hin zu einem dezentral organisierten System mit vorrangig erneuerbaren Energien. In diesem zukünftigen durch erneuerbare Energien dominierten Energiemarkt, nimmt die Photovoltaik (PV) aufgrund ihrer technologischen Eigenschaften eine besondere Stellung ein. Einer umfassenden Nutzung der Photovoltaik standen in der Vergangenheit hohe Investitionskosten entgegen. Der globale Auf- und Ausbau von Produktionskapazitäten zur Fertigung von PV-Anlagen und damit einhergehende Lernkurveneffekte haben im Zeitverlauf zu einer deutlichen Kostenreduktion für PV-Anlagen geführt. Die vormalige Kostenintensität von PV-Anlagen hat zur Entwicklung des klassischen Ansatzes zur Netzparität der Photovoltaik, als Maß deren Wettbewerbsfähigkeit, geführt. Der Ansatz stellt auf den Vergleich von Stromgestehungskosten einer neu installierten PV-Anlage eines Haushalts mit dessen Strombezugskosten aus dem öffentlichen Stromnetz ab. Sowohl die Gegenüberstellung von Kosten und Preisen als auch der Fokus lediglich auf private Haushalte schränken die Anwendbarkeit des Ansatzes ein und bilden den Hintergrund dieser Arbeit. Basierend auf einer umfassenden Literaturrecherche bestehender Paritätsbegriffe erfolgt eine Neudefinition des Ansatzes der Netzparität der Photovoltaik, die eine aussagekräftige Bewertung der Wettbewerbsfähigkeit dieser Technologie erlaubt. Wettbewerbsfähigkeit ist gegeben, wenn sich der Einsatz der Photovoltaik kostensenkend auf die Gesamtkosten der Stromproduktion des Energiemarkts auswirkt. Die allgemeine Anwendbarkeit des Ansatzes auf weitere Energieerzeugungstechnologien, regional und zeitlich unabhängig, gilt als wesentliche Bedingung der Entwicklung des Paritätsansatzes. Hierfür werden die Kriterien reine Kostenorientierung, Betrachtung des gesamten Lebenszyklus von Energieerzeugungsanlagen, Anlagenbetrieb im technologischen Optimum und Vergleichsbasis im Energiemix definiert. Unter Zuhilfenahme eines Energiemarktmodells erfolgt die theoretische Darstellung des novellierten Paritätsansatzes. Netzparität der Photovoltaik im Ansatz dieser Arbeit liegt vor, wenn PV-Anlagen im Rahmen ihrer Nutzungsdauer eine Kostensenkung im Energiemix bewirken. Das bedeutet, dass der Saldo aus Stromgestehungskosten von PV-Anlagen eines Installationsjahrs und dem Energiemix über deren Nutzungsdauer positiv ist. Im Ergebnis des novellierten Ansatzes wird festgestellt, dass der jeweils in einer Region vorliegende Energiemix die Wettbewerbsfähigkeit von Stromerzeugungstechnologien wie der Photovoltaik determiniert. Externe Eingriffe wie eine Begrenzung der Anlagennutzungsdauer, führen generell zu höheren Kosten im Energiemix. Weiterhin zeigt sich, dass für den Standort Deutschland PV-Anlagen ab 2035 die Bedingungen der Netzparität erfüllen und entsprechend im nationalen Energiemix kostenmindernd wirken. Die Neudefinition des Ansatzes zur Netzparität als kostenbasiertes, langfristorientiertes und technologieneutrales Modell stellt ein Planungsinstrument dar, das die Umsetzung politischer Ziele wie der verstärkte Ausbau erneuerbarer Energien oder die Reduktion von CO2-Emissionen kostenminimal ermöglicht.

Over the past decade, technologies that facilitate household electricity production and storage have seen a rapid development along with a significant cost reduction. Research points to an increased share of household-produced electricity within the existing national grids across the globe. In some cases, self-sufficiency is possible where households are able to decouple from the grid and become independent on their electricity, in other words, go off-grid. Furthermore, this change puts additional pressure on how the electricity system is set up, which, challenges prevailing incumbents to adapt. Depending on the geographical location, circumstances for selfsufficiency varies. Sweden is a country with high seasonal variations with its Northern position, which raises the question of how off-grid households are feasible and, how they can receive traction. To investigate possible changes within large technical systems such as the electricity system, which is a vital part of the society, theories within socio-technical systems have shown much promise. However, these theories often lack the more techno-economic aspect of concrete and future investment costs from a consumer perspective, suggesting an existing research gap. Hence, the purpose of this study is to provide further knowledge regarding off-grid applications in the Swedish Context. This is done by investigating what circumstances could trigger existing electricity consumers to go off-grid. The research process and structure of the report can be interpreted as indiscriminate, however, the study has focused on combining theories surrounding socio-technical changes whilst applying techno-economic modelling to strengthen the work, similar to a dual paper study. Data was collected in the form of a literature review and interviews to provide a holistic representation of off-grid and its nexus to the electricity system. In addition to this, complementing modelling of grid-connected-, prosumer-, and off-grid households were performed. Results point towards a scene where off-grid reaches grid parity within the coming two decades, which, will increase the economic rationale of investing in an off-grid. Opposingly, there is currently no economic rationale in off-grid applications considering the relatively low electricity costs in Sweden as of today. Moreover, conditions show promise if the adopters see beyond economics and, possesses a strong will towards independence. However, implications suggest that the high reliability and low costs of the Swedish electricity grid impedes the ability of new radical innovations to receive traction. Furthermore, this study has contributed by filling the research gap between socio-technical changes and techno-economic projects in regards to electricity systems. Consequently, contributing to the academic field of socio-technical change, it has been shown that the combination of socio-technical change and techno-economic projections is applicable and beneficial. Additionally, it can be argued that the results of this study highlight that the consumer have a greater role in the development of off-grid applications than what the theories suggest. Lastly, the electricity system is a complex mechanism and, to further strengthen the perception of how a relatively new application, as in the case of off-grid, will impact the system, appurtenant suggestions for possible future research within the area are proposed. / Under det senaste decenniet har teknik som underlättar hushållens elproduktion och lagring haft en hastig utveckling tillsammans med en betydande kostnadsminskning. Forskning pekar på en ökad andel hushållsproducerad el inom de befintliga nationella elnäten över hela världen. I vissa fall är självförsörjning möjligt där hushållen kan koppla bort sig från nätet och bli oberoende av sin elförsörjning, med andra ord gå off-grid. Vidare leder en potentiell förändring mot offgrid till ytterligare påtryckningar på hur elsystemet är uppbyggt, vilket utmanar många aktörers sätt att agera. Beroende på geografisk plats så varierar förutsättningarna för självförsörjning. Sverige är ett land med stora säsongsvariationer i och med sin nordliga position, vilket väcker frågan om off-grid hushåll är genomförbara i Sverige och hur de kan skulle kunna etableras. För att undersöka möjliga förändringar inom stora tekniska system som elsystemet, som är en viktig del av samhället, har teorier inom socio-tekniska system visat vara till stor nytta. Däremot saknar dessa teorier emellertid den mer tekno-ekonomiska aspekten av konkreta och framtida investeringskostnader ur ett konsumentperspektiv, vilket antyder ett befintligt forskningsgap. Följaktligen är syftet med den här studien att ge ytterligare inblick om off-grid-applikationer i svenska sammanhang. Vilket har gjorts genom att undersöka vilka omständigheter som kan leda till att befintliga elkonsumenter går off-grid. Forskningsprocessen och strukturen i rapporten kan vara svårtolkat, men studien har fokuserat på att kombinera teorier kring socio-tekniska förändringar samtidigt som man använder teknoekonomisk modellering för att stärka arbetet. Data samlades in i form av en litteraturstudie och intervjuer för att ge en holistisk representation av off-grid och dess koppling till elsystemet. Utöver litteraturstudie utfördes kompletterande modellering av hushållsanslutna, prosumeroch off-gridhushåll. Resultaten pekar mot scenarion där off-grid når nätparitet under de kommande två decennierna, vilket kommer att öka den ekonomiska rationaliteten för att investera i ett off-grid. Det finns det för närvarande inga ekonomiska skäl till att investera off-grid-applikationer med tanke på de relativt låga elkostnaderna i Sverige idag. Förhållandena visar dessutom löfte om att potentiella användare ser förbi ekonomin och har istället en stark vilja mot självständighet. Implikationer tyder emellertid på att det svenska elnätets höga tillförlitlighet och låga pris hindrar nya radikala innovationers förmåga att ta få fäste. Det är argumenterbart att den här studien har bidragit med att fylla forskningsgapet mellan socio-tekniska förändringar och tekno-ekonomiska projektioner inom elsystem. Samtidigt har studien bidragit till det vetenskapliga området kring socio-tekniska visat på möjligheten och fördelen i att kombinera teorier kring socio-teknisk förändring och tekno-ekonomiska förändringar. Dessutom kan det hävdas att resultaten av den här studie visar att konsumenten har en större roll i utvecklingen av applikationer utanför nätet än vad teorierna föreslår. Slutligen är elsystemet en komplex mekanism, och för att ytterligare stärka uppfattningen om hur en relativt ny applikation, som i fallet utanför nätet, kommer att påverka systemet föreslås lämpliga förslag för eventuell framtida forskning inom området.