Det föreligger idag bristfällig kunskap om energislagens ekonomier och utan tillräcklig kännedom om lönsamheten förknippad med sol- och vindkraft kan det vara svårbedömt för investerare att beräkna en potentiell avkastning. Det kan resultera i en ovillighet att satsa kapital i förnybar energi och därmed hämma utvecklingen av energiomställningen. Syftet med studien har därför varit att jämföra sol- och vindkraftsparker för att avgöra vilket investeringsalternativ som är mest ekonomiskt lönsamt. Genom att analysera de förfarande som etablerare har att förhålla sig till, syftar studien även till att belysa och kartlägga processen för etableringen av en storskalig energipark. Arbetet grundar sig på en flermetods-undersökning bestående av en kvantitativ och en kvalitativ metod. Den kvantitativa studien består av data som erhållits från Energimyndigheten tillsammans med inhämtad statistik från tidigare rapporter. Den kvalitativa studien består av semistrukturerade intervjuer med branschföretag och organisationer. Fokus i studien har legat på att framställa två scenarion för att producera LCOE-värden samt nettonuvärden för sol- och vindkraftsparker där parametrar som CAPEX, OPEX, etableringstid, kalkylränta, pris på el, degraderingsgrad och produktionsförmåga utgjort en väsentlig roll i beräkningsunderlaget. Resultaten som framställts i det första scenariot tyder på att solparkens nettonuvärde och LCOE-värde är bättre i jämförelse med vindkraftsparken när kalkylräntan återspeglar den risk som associeras med energislagen. Däremot påvisar resultaten i det andra scenariot att vindkraft är det energislag som är mer ekonomiskt lönsamt när kalkylräntan för bägge energislagen fastställs till samma räntesats. Baserat på resultaten har kalkylräntan en väsentlig påverkan på nuvärdet och LCOE-värdet. Vikten av att välja en korrekt kalkylränta är därför avgörande för att kunna jämföra energislagen mot varandra. Även etableringstiden har visat sig ha en avgörande påverkan på nuvärdesberäkningarna. Avslutningsvis kan studien fastställa att vindkraft är det energislag som är mer fördelaktigt utifrån dess prestationsförmåga och lönsamhet när båda energislagen betraktas med en likartad risk. Däremot, när en investerare står inför ett investeringsbeslut, bör hänsyn tas till riskerna förknippade med investeringen varför solparken således bör anses vara det investeringsalternativ som är mest ekonomiskt lönsamt. / There is currently inadequate knowledge regarding the economics of the energy sources and without sufficient understanding of the profitability associated with solar and wind power, it can be difficult for investors to calculate a potential return. This can result in a reluctance to invest capital in renewable energy and thereby inhibit the development of the energy transition. Therefore, the aim of this study has been to compare solar and wind farms to determine which investment alternative is the most economically profitable. By analyzing the procedures that establishers have to adhere to, the study also aims to illuminate and map out the process of establishing a large-scale energy park. The study is based on a mixed-method survey consisting of a quantitative and a qualitative method. The quantitative study consists of data obtained from the Energy Agency along with gathered statistics from previous reports. The qualitative study consists of semi-structured interviews with industry companies and organizations. The focus of the study has been to present two scenarios to produce LCOE values and net present values for solar and wind farms where parameters such as CAPEX, OPEX, establishment time, discount rate, price of electricity, degradation rate and production capacity have played a significant role in the calculation basis. The results produced in the first scenario indicate that the net present value and LCOE value of the solar park are better compared to the wind farm when the discount rate reflects the risk associated with the energy sources. However, the results in the second scenario shows that wind power is the energy source that is more economically profitable when the discount rate for both energy sources is set at the same interest rate. Based on the result, the discount rate has a significant impact on the present value and the LCOE value. The importance of selecting a correct discount rate is therefore crucial to be able to compare the energy sources against each other. Additionally, the establishment time has proven to be a determining factor that greatly influences the net present value calculations. In conclusion, the study can establish that wind power is the more advantageous energy source based on its performance and profitability when both energy sources are considered with similar risk. However, when an investor faces an investment decision, consideration should be given to the risks associated with the investment, which is why the solar park should be considered the most economically profitable investment option.

The aim with this project was to study the power output from a frameless bifacial photovoltaic (PV) system relative to a traditional monofacial PV system with a frame. A general overview of how the geographical conditions affects the energy utilization of different PV systems is investigated throughout the project. Also, the study examined if further comparisons and evaluations, between PV systems, can be better established. The two examined solar parks, installed under different conditions, are located in Uppsala and Enköping, Sweden. In order to fulfill the aim and compare the different PV systems, three cases were analyzed. To increase the credibility of a comparison between the two cities, a sensitivity analysis considering the weather condition was executed. In case one, the result indicates that a bifacial panel is 5.2% and 3.6% more advantageous than a traditional monofacial panel during summer and winter, respectively. In case two, the frameless, more tilted and elevated bifacial panel is 58% and 680% more advantageous than a traditional monofacial panel during summer and winter, respectively. Also, in case three, the frameless, more tilted and elevated bifacial panel is 19% and 76% more advantageous than a bifacial panel with frame during summer and winter, respectively. When installing a new solar park, it is important to consider the location’s specific features since these affects the energy yield of the PV system. Future installations, which are installed with the intention to evaluate certain properties, is suggested to be installed with more initially comparable conditions in mind.

When procuring a solar PV park in Sweden there are many stakeholders involved. As of today, the metric called performance ratio (PR) is often used to guarantee the park’s performance. Nonetheless, comprehending and evaluating PR can be challenging due to its inherent complexity. This study highlights favorable and unfavorable aspects of using PR as a performance metric in solar park procurements in Sweden. The study analyzes the correlation between PR, yield, and revenue, indicating a weak correlation between PR and yield. Findings show that lower values of PR often correspond to a higher yield, this suggests that PR is not a reliable metric for assessing the performance of a solar park. In addition, it may lead to negative implications for stakeholders involved in both procurement and operation of a solar park Relying solely on PR can potentially result in financial losses.  Furthermore, a sensitivity analysis was conducted with a focus on inverter loss and DC/AC ratio. Results illustrate that PR and inverter loss are strongly correlated for a park with a high DC/AC ratio, and they have a weaker correlation for a park with low a DC/AC ratio. This is due to increased inverter loss resulting from clipping losses in the system. The study suggests that a desirable DC/AC ratio of 1,15 maximizes yield and profit. In conclusion, while PR exhibits lower variation and can entail lower risk for Engineering, Procurement and Construction (EPC) companies, it is not always a reliable metric for assessing park performance. The weak correlation between PR and yield, as well as revenue, has implications for developers and investors. The study suggests that a lower DC/AC ratio may reduce the risk for EPCs guaranteeing PR, but decisions based solely on PR may not guarantee the highest revenue for investors and developers. / När en solcellspark upphandlas är flera olika intressenter involverade. I dagsläget används ett prestandamått som kallas performance ratio (PR) för att garantera parkens prestanda. Däremot är PR ett svårt mått att förstå och förutse på grund av dess komplexitet. Den här studien belyser gynnsamma samt ogynnsamma aspekter av att använda PR som ett prestandamått i upphandlingar av solparker i Sverige. Studien analyserar sambandet mellan PR, yield (normaliserad produktion), normaliserad yield och intäkter. Studien visar på ett svagt samband mellan PR och yield. Resultaten visar att lägre värden av PR ofta korrelerar med högre yield, vilket antyder att PR inte är ett tillförlitligt mått för att bedöma en solparks prestanda. Dessutom kan det bli konsekvenser för intressenter som är involverade i både upphandling och drift av en solpark. Att enbart förlita sig på PR kan potentiellt leda till ekonomiska förluster. Vidare genomfördes en känslighetsanalys med fokus på växelriktarförluster och DC/AC förhållandet. Resultaten visar att PR och växelriktarförluster har en stark korrelation för en park med högt DC/AC-förhållande, medan de har en svagare korrelation för en park med lågt DC/AC-förhållande. Detta beror på ökade växelriktarförluster till följd av clipping loss i systemet. Studien föreslår att ett önskvärt DC/AC-förhållande på 1,15 maximerar yield och vinst. Sammanfattningsvis, normaliserad yield bedömdes inte vara ett bra alternativ för PR och yield i upphandlingar. Studien visar att medan PR uppvisar lägre variation och kan innebära lägre risk för EPC-företag, är det inte alltid ett tillförlitligt mått för att bedöma en parks prestanda. Det svaga sambandet mellan PR och yield, liksom intäkter, får konsekvenser för utvecklare och investerare. Studien föreslår att ett lägre DC/AC-förhållande kan minska risken för EPC-företag som garanterar PR, men beslut som enbart baseras på PR kan inte garantera högsta intäkter för investerare och utvecklare.

Solar parks are increasingly getting a larger market share of PV installations over the world, and have for the last couple of years managed to establish itself in the Swedish market. The market has for a long time been known for its decline in module prices, which has allowed an emergence of more efficient PV-techniques such as one-axis trackers and bifacial modules. Bifacial modules use the backside of modules for improved utiliziation of incoming light, while one-axis trackers have the ability to track the sun in order to maximise light absorption. These innovations have now caught the interest of companies willing to invest in large-scale PV-farms, where efficient land use is highly regarded. The aim of this thesis was to examine how bifacial modules and one-axis trackers perform in terms of system performance and profitabilty if implemented in 'Solpark Fyrislund', a solar park owned by Vasakronan AB. This was done by modelling and simulating cases in which said techniques were incorporated. The data was later used to estimate profitabilty of each investigated case. Results showed that the highest system performance and profitability was achieved by installing bifacial modules on the site. One-axis trackers are currently too expensive, require higher maintenance and has a higher demand for land, resulting in its profitability not being justified. It was also found that the current configuration could be optimized further for higher profit, by slightly reducing the pitch as well as increasing the tilt of the existing modules. The study should be followed up by further investigating the use of backtracking for one-axis trackers. Said innovations should also be more established in the Swedish market so that CAPEX- and OPEX prices become more accessible.

Markmonterade solcellsanläggningar i norra Sverige behöver ta hänsyn till förekomsten av snö och risken för markinterferens, vilket innebär att snömängden i framkant av panelerna gör att den snö som ackumuleras ovanpå inte kan glida av. Följden blir skuggning av panelerna som därmed får nedsatt eller helt utebliven elproduktion. Syftet med arbetet var att besvara frågeställningar kring vilken montagehöjd som krävs för att undvika problemet samt om den ökade engångskostnaden kompenseras av potentialen till ökad produktion under vintermånaderna. Metoden bestod främst av att jämföra produktionsdata från en solpark i Östersund med värden för solinstrålning och snödjup från SMHI för att avgöra vilken effekt snöskuggning haft på produktionen och hur utfallet skulle ha sett ut vid olika monteringshöjder av anläggningen. Resultaten visar att det finns stor potential till goda produktionsvärden under vårvintern, förutsatt att markinterferens inte finns närvarande. Anledningen beror troligtvis på högt albedo från snötäckt mark och lägre lufttemperaturer vilket har en positiv inverkan på modulernas verkningsgrad. En beräkningsmodell utvecklades för att uppskatta en lämplig monteringshöjd för en solpark utifrån dess tänkta utformning och det förväntade snödjupet på platsen. Förhoppningen är att modellen kan bidra till ökad kunskap för att främja utbyggnad av markmonterade solcellsanläggningar även på nordliga breddgrader. Lönsamheten för ett högre montage undersöktes genom en jämförelse mellan ett prisexempel från en uppförd solpark och ett uppskattat produktionsbortfall från solparken i Östersund vid en teoretiskt lägre monteringshöjd. Det visade att en höjning av Östersundsparken från 50 till 90 centimeter skulle betala av sig enbart genom tillskottet i produktion under perioden februari till april de tre första vintrarna. / Ground-mounted PV installations in northern Sweden need to consider the presence of snow and the risk of ground interference, meaning that the buildup of snow in front of the panels prevents the snow accumulated on top from sliding off. The result is shading of the panels, which in turn reduces or eliminates the electricity production. The purpose of this work was to answer questions regarding the mounting height required to avoid this problem and whether the increased one-time cost for higher mounting is compensated for by the enhanced production during winter months. The method consisted mainly of comparing production data from a solar park in Östersund to solar radiation values and snow depth from SMHI to determine the effect of snow shading on production and the outcome at different installation heights of the plant. The results showed that there is great potential for valuable energy production during the late winter season, provided that ground interference is not present. This is probably due to high albedo from snow-covered ground and lower air temperatures resulting in a positive impact on the efficiency of the modules. A computational model was developed to estimate a suitable mounting height for a solar park based on the intended design and expected snow depth at the site. The intention is that the model can contribute to increased knowledge to promote the deployment of ground-mounted PV systems in northern latitudes. The profitability of higher mounting was investigated by comparing a price example from an existing solar facility and an estimated production loss from the solar park in Östersund at a theoretical lower mounting height. It showed that  increasing the height of the Östersund site from 50 to 90 centimeters in front would pay off solely on the enhanced production during the period February to April of the first three winters.