Küçük ölçekli gömülü güneş (Small-Scale Embedded Solar, SSES), bir konut, ticari tesis veya endüstriyel saha gibi tüketim noktasında kurulan ve elektrik şebekesiyle bağlantılı çalışabilen küçük ölçekli fotovoltaik üretim sistemidir. Bu araştırma, Güney Afrika'nın Western Cape bölgesindeki tek bir gerçek konut tipi SSES sisteminin 2024 yılı ölçümlerini kullanarak üretim kapasitesinin ne kadarının kullanıldığını, sistemden sağlanan elektriğin maliyetini ve kullanılmayan güneş enerjisinin çift yönlü sayaç aracılığıyla şebekeye satılmasının ekonomik sonuçlarını incelemektedir.

İncelenen sistem yaklaşık 6,5 kWp PV kapasitesi, batarya, inverter ve maksimum güç noktası izleyicisinden oluşmaktadır. Sistem bir yıl boyunca sürekli izlenmiş, veriler dakikalık kaydedilmiş ve saatlik kayıtlar haftalık karşılaştırmalara dönüştürülmüştür. Kaynak, sahadaki teorik maksimum panel verimini %17,5 olarak hesaplamakta; kullanılabilir güneş enerjisinin en az %54'ünün kullanılmadığını ve toplam SSES kullanım verimliliğinin %46 olduğunu bildirmektedir. Çalışmanın özet ve sonuç bölümleri kullanılmayan kapasiteyi daha genel olarak yaklaşık %50 şeklinde ifade etmektedir.

Kaynakta SSES için hesaplanan LCOE ZAR5,63/kWh, şebeke tabanlı elektrik için karşılaştırılan birim maliyet yaklaşık ZAR2,96/kWh'dir. Tablo 4'te aynı yıllık tüketim düzeyi olan 5828 kWh için SSES toplam maliyeti ZAR30.740, şebeke tabanlı elektrik maliyeti ZAR17.553 olarak verilmektedir. Araştırmacı bu farkı ev sahibi açısından SSES'nin enerji maliyetinin yaklaşık %75 daha yüksek olduğu şeklinde özetlemektedir. Bununla birlikte kaynak içinde %70, %75 ve doğrudan LCOE değerlerinin oranı arasında tam sayısal uyum bulunmadığından bu ifadeler birbirine zorla eşitlenmemelidir.

Ekonomik senaryo, kullanılmayan güneş elektriğinin çift yönlü sayaçlarla şebekeye aktarılmasının yalnız ev sahipleri için değil, elektrik dağıtıcıları için de değer yaratabileceğini ileri sürmektedir. Cape Town örneğinde yaklaşık 100 MW kayıt dışı veya henüz sisteme entegre edilmemiş SSES kapasitesi üzerinden yılda yaklaşık 153 GWh kullanılmayan enerji potansiyeli hesaplanmış ve dağıtıcı açısından bağlantı desteğinin fayda/maliyet oranı kaynakta 5,2:1 olarak verilmiştir. Ancak bu sonuç tek bir konut sistemi, tek bir coğrafi konum ve senaryo varsayımlarına dayanmaktadır; Güney Afrika'daki bütün SSES sistemlerinin doğrudan ölçülmüş ekonomik performansı değildir.

Küçük Ölçekli Gömülü Güneş Sistemi Nedir?

Küçük ölçekli gömülü güneş sistemi, elektriği büyük merkezi santral yerine tüketim noktasına yakın bir PV tesisinde üreten ve gerektiğinde şebekeyle çift yönlü enerji alışverişi yapabilen küçük ölçekli elektrik üretim sistemidir. Çalışmanın bağlamında SSES; güneş panelleri, maksimum güç noktası izleyicisi, inverter, batarya, konut elektrik yükleri ve şebeke bağlantısından oluşan bir sistemdir.

Küçük ölçekli gömülü üretim yalnız güneş enerjisiyle sınırlı bir kavram değildir; kaynak küçük ölçekli rüzgâr, mikro-hidro, biyokütle, biyogaz ve bazı yakıt tabanlı teknolojilerin de aynı geniş kategoriye girebildiğini belirtmektedir. Bu araştırma ise yalnız fotovoltaik tabanlı SSES üzerinde yoğunlaşmaktadır.

Prosumer kavramı

Şebekeye bağlı SSES'nin önemli özelliklerinden biri elektrik tüketicisini yalnız tüketici olmaktan çıkarabilmesidir. Bir kullanıcı ihtiyaç duyduğu anda şebekeden enerji alırken, kendi PV sistemindeki fazla enerjiyi başka bir anda şebekeye verebiliyorsa hem üretici hem tüketici hâline gelir. Kaynak bu rol için prosumer terimini kullanmaktadır.

Bu çift yönlü ilişkinin gerçekleşebilmesi için enerji akışının yalnız şebekeden eve doğru değil, evden şebekeye doğru da ölçülebilmesi gerekir. Bu nedenle çift yönlü sayaç, çalışmanın ekonomik argümanının merkezi teknik bileşenlerinden biridir.

SSES neden kullanılmayan kapasite oluşturuyor?

Çalışmadaki temel mühendislik problemi mevsimseldir. Bir konut PV sistemi kışın güneş ışınımının düşük, günlerin kısa ve elektrik talebinin yüksek olduğu koşulları karşılayacak şekilde boyutlandırıldığında aynı panel alanı yazın daha fazla enerji üretme potansiyeline sahip olur. Tüketim bu üretime eşlik etmiyorsa fazla kapasite ortaya çıkar.

Kaynağın Şekil 2'si 2024 yılı boyunca teorik potansiyel güneş üretimini, gerçekten kullanılan güneş enerjisini ve kullanılmayan kısmı haftalara göre karşılaştırmaktadır. Kışın yaklaşık 20–36. haftalar arasında kullanılmayan bölüm daralırken yılın geri kalanında potansiyel üretim ile kullanılan üretim arasındaki fark büyümektedir.

Bu sonuç yalnız yıllık toplam enerji miktarının değil, üretim ve talebin aynı zamanda gerçekleşip gerçekleşmediğinin de önemli olduğunu gösterir. Bir PV paneli gün ortasında fazla enerji üretebilir; fakat evin en yüksek tüketimi güneş battıktan sonra meydana geliyorsa bu kapasite doğrudan tüketilemez.

Kapasitenin Yaklaşık Yarısının Kullanılmaması Ne Anlama Geliyor?

Yaklaşık %50 kullanılmayan kapasite, PV sisteminin fiziksel olarak elektrik üretemediği anlamına değil, mevcut güneş kaynağından üretilebilecek enerjinin önemli bölümünün konut tarafından tüketilemediği veya şebekeye satılamadığı anlamına gelir. Çalışmanın hesaplarında ölçüm tabanlı kullanılmayan enerji en az %54, kullanılan potansiyelin oranı ise %46 olarak bulunmuştur; sonuç ve senaryo bölümlerinde bu durum yuvarlak olarak yaklaşık %50 fazla kapasite şeklinde ifade edilmektedir.

Gündüz üretimi ile akşam talebi arasındaki uyumsuzluk

Kaynağın Şekil 3'ü yıl boyunca konut enerji talebini güneşten doğrudan eve giden enerji, bataryaya giden enerji ve şebekeden alınan enerji bileşenleriyle göstermektedir. Şekil 4 ise yaz ve kış için günlük profilleri karşılaştırır.

Yaz profilinde güneş üretimi konutun gündüz talebinden belirgin biçimde yüksek olabilir. Kışın potansiyel üretim azalır ve kullanılan güneş enerjisi toplam potansiyele daha fazla yaklaşır. Buna rağmen kaynak, kış aylarında toplam talebin bazı dönemlerde %60'a kadar olan kısmının SSES tarafından karşılanamadığını raporlamaktadır. Bunun nedeni enerji miktarından çok zamanlamadır: güneş enerjisinin azaldığı akşam saatlerinde ısıtma ve yemek hazırlama gibi yükler yükselmektedir.

Fraction of Demand Served — FDS

Fraction of Demand Served (FDS), toplam elektrik talebinin yerel enerji sistemi tarafından karşılanan bölümünü ifade eden güvenilirlik göstergesidir. Kaynağın incelediği sistem için LCOE karşılaştırmasının yapıldığı durumda FDS değeri %71 olarak verilmektedir.

Kaynak ayrıca literatürde Sahra-altı Afrika'daki benzer sistemler için yaklaşık %90 FDS civarında enerji maliyetinin düşük olabildiğini ve daha yüksek güvenilirlik taleplerinde maliyetin hızlı arttığını aktarmaktadır. Sonuç bölümünde ise yaklaşık %85 FDS'nin optimum olabileceği şeklinde daha genel bir yorum bulunmaktadır. Bu iki ifade aynı deneysel ölçüm değildir ve kaynakta tek bir ortak optimum değere matematiksel olarak uzlaştırılmamıştır.

Şebekeden tamamen bağımsız olmak neden pahalıdır?

PV üretimi değişkendir. Bir konut günlerce düşük güneş ışınımına maruz kalabilir ve gece üretim gerçekleşmez. Tam bağımsızlık hedeflenirse bu aralıkları karşılayacak büyük batarya kapasitesi gerekir. Kaynak, %99'un üzerindeki talep karşılama oranına ulaşmak için gereken yatırımın ekonomik olmadığını savunmaktadır.

Bu nedenle çalışmanın ekonomik mantığı şebekeden kopmak yerine PV-batarya sisteminin şebekeyle çift yönlü ilişki kurmasına dayanır. Şebeke düşük güneş dönemlerinde yedek kaynak olurken, fazla üretim dönemlerinde SSES şebekeye kaynak olabilir.

Çalışmada kullanılan konut ve enerji profili

İncelenen sistem üç yatak odalı bir konutun enerji gereksinimleri için tasarlanmıştır. Ana yükler klima, sondaj kuyusu pompası ve kışın mekân ısıtmasıdır. Sıcak suyun büyük bölümü ayrı bir güneş enerjili sıcak su sistemiyle karşılandığından elektrikli su ısıtması ana yükler arasında değildir.

Çalışmanın Yöntemi ve Bulguları

Tekno-ekonomik model

Araştırma, teknik performans ile ekonomik maliyeti birlikte değerlendiren bir tekno-ekonomik model kullanmaktadır. Teknik katmanda güneş ışınımı, panel üretimi, batarya/inverter kayıpları, konut talebi ve şebeke tüketimi bulunur. Ekonomik katmanda sermaye maliyeti, işletme ve bakım, proje ömrü, iskonto oranı, şebeke tarifeleri ve fazla elektrik için alış/satış fiyatları değerlendirilir.

Modelin ekonomik çekirdeği seviyeleştirilmiş enerji maliyeti (Levelised Cost of Energy, LCOE) yaklaşımıdır. Kaynak, burada hesaplanan büyüklüğün batarya ve inverter çevrim kayıplarından sonraki eve teslim edilen enerjiye dayanması nedeniyle teknik olarak “levelised cost of delivery” biçiminde de yorumlanabileceğini belirtmektedir.

Bu Çalışmada LCOE Hangi Varsayımlarla Hesaplandı?

Çalışmadaki LCOE hesabı gerçek sistem satın alma maliyetlerini, reel 2024 Güney Afrika randını, %8 reel iskonto oranını, ZAR205/kW/yıl işletme-bakım maliyetini ve 20 yıllık proje ömrünü kullanmaktadır. Model 20 yıl içinde ana sermaye kalemlerinin değiştirilmesini veya PV panellerinin zamanla verim kaybını maliyet hesabına dâhil etmemektedir; dolayısıyla sonuç bu varsayımlar altında yorumlanmalıdır.

Şebeke elektrik maliyetleri

PV, inverter ve batarya sistemi

Kaynak tutarlılık notu: Teknik tabloda panel gücü 545 W ve toplam kapasite 6,540 kW olarak verilmektedir; ekipman tasarımı metninde ise 12 adet 555 W panelden söz edilmektedir. Bu ifadeler aynı değer değildir. Verianla tablo verisini değiştirmemekte ve metindeki 555 W ifadesini de sessizce düzeltmemektedir.

Sermaye maliyeti

Kaynak toplam kurulu maliyeti yaklaşık ZAR33.000/kW olarak ifade etmektedir. Bu maliyet çift yönlü sayaç, kayıt ve bağlantı/sertifikasyon giderlerini kapsamamaktadır.

2024 saha verilerinin toplanması

Sistem 1 Ocak–31 Aralık 2024 arasında sürekli izlenmiştir. Ölçümler her dakika kaydedilmiş, saatlik kayıtlar daha sonra indirilmiştir. Saatlik kayıtlar her haftanın her günü için 24 saatlik profiller oluşturacak şekilde ortalanmış ve çalışma toplam 1248 veri noktası üzerinden haftalar arası karşılaştırma yapmıştır.

İndirilen ana değişkenler:

• \(D_T\): toplam enerji talebi,
• \(S\): gerçekleşen güneş enerjisi üretimi,
• \(G\): güneş ışınımı,
• \(E_G\): elektrik şebekesinden alınan enerji.

Batarya ve inverter enerji dengesi

Kaynak önce batarya/inverter tarafına yönlenen enerjiyi şu biçimde tanımlar:

\[ D_B = D_T-S-E_G \]

\(D_B\), toplam talep ile doğrudan güneş üretimi ve şebeke enerjisi arasındaki fark üzerinden batarya/inverter yoluna giren enerji bileşenini ifade eder.

Bataryadan konuta sağlanan enerji için kaynak:

\[ D_H = D_T-S-D_L \]

bağıntısını verir. \(D_L\), inverter ve batarya çevriminde tüketilen/kaybedilen enerjidir.

Toplam çevrim kaybı:

\[ D_L=\sum D_B-\sum D_H \]

olarak hesaplanır.

Batarya/inverter verimliliği ise kaynakta:

\[ \eta_B=1-\frac{D_L}{D_T} \]

şeklinde tanımlanır. Burada \(\eta_B\) boyutsuz verim oranıdır. Kayıplar büyüdükçe \(D_L/D_T\) oranı artar ve verim azalır.

Kaynak daha sonra yıl boyunca SSES'den konuta net sağlanan enerjiyi:

\[ D_H=\eta_B D_T \]

olarak ifade etmektedir.

Potansiyel güneş üretimi

Güneş ışınımından teorik/potansiyel PV üretimi şu bağıntıyla hesaplanır:

\[ S_P = \text{Irradiance} \times \text{Panel Efficiency} \times \text{Conversion Factor} \]

\(S_P\) potansiyel güneş üretimini temsil eder. Dönüşüm faktörü sıcaklığa bağlı olduğundan sabit kabul edilmemiştir. Kaynak yaz için 0,0039 kW/(W/m²), kış için 0,0052 kW/(W/m²) ampirik değerlerini vermektedir.

Kullanılmayan güneş enerjisi:

\[ S_U=S_P-S \]

ile hesaplanır. \(S_U\) potansiyel üretim ile gerçekten kullanılan/üretilen \(S\) arasındaki farktır.

Genel SSES kullanım verimliliği:

\[ \eta_{SSES}=\frac{S}{S_P} \]

şeklindedir. Bu oran, mevcut potansiyel güneş enerjisinin ne kadarının sistem tarafından fiilen kullanılabildiğini gösterir.

Panel ve sistem verimliliği

SSES'nin Enerji Maliyeti Şebeke Elektriğinden Neden Daha Yüksek Çıkıyor?

İncelenen sistemde sermaye yatırımı batarya, inverter, MPPT ve diğer ekipmanlara dağılırken üretilmesi mümkün olan güneş enerjisinin önemli bölümü tüketilemediği için bu yatırımın maliyeti daha az teslim edilmiş kilovatsaat üzerine yayılmaktadır. Kaynağın hesabında %46 kapasite kullanımı ve %8,4 batarya/inverter kaybıyla SSES LCOE değeri ZAR5,63/kWh, karşılaştırılan şebeke birim maliyeti yaklaşık ZAR2,96/kWh'dir; dolayısıyla kullanılmayan üretimin değerlendirilmesi ekonomik sonucun merkezindedir.

Çalışma, mevcut sistemde daha yüksek kapasite kullanımının LCOE'yi düşürebileceğini savunmaktadır. Eğer mevcut potansiyel enerjinin tamamı kullanılabilse ve fazla enerji üretim maliyetinden satın alınabilse, kaynak “breakeven cost” olarak adlandırdığı değeri ZAR2,53/kWh hesaplamaktadır.

Feed-in tarifesi ne kadar fark yaratıyor?

Kaynakta Güney Afrika belediyelerindeki feed-in tarifelerinin ZAR0,32/kWh ile ZAR1,30/kWh arasında olduğu ve ortalamanın yaklaşık ZAR0,87/kWh olduğu belirtilmektedir. Bu ortalama fiyat, çalışmanın ZAR2,53/kWh olarak hesapladığı breakeven maliyetinin yalnız bir bölümünü karşılamaktadır.

Ortalama feed-in tarifesi uygulandığında kaynak, incelenen sistem için LCOE'nin ZAR5,63/kWh'den ZAR4,56/kWh'ye düştüğünü ve enerji bağımsızlığı için kalan maliyet primini %54 olarak hesaplamaktadır.

Çift Yönlü Sayaç Ekonomik Modelde Neden Kritik?

Çift yönlü sayaç, konutun şebekeden satın aldığı elektrik ile şebekeye verdiği fazla PV elektriğini ayrı yönlerde ölçebildiği için kullanılmayan SSES kapasitesinin ticari enerjiye dönüşmesini sağlayan temel bağlantı unsurudur. Çalışmanın önerdiği modelde fazla üretimin şebekeye satılması SSES'nin kapasite kullanımını artırırken dağıtıcıya daha düşük maliyetli yerel enerji kaynağı sağlar; buna karşılık sayaç, kayıt ve sertifikasyon maliyetlerinin prosumer üzerinde bırakılması katılımı azaltmaktadır.

Cape Town senaryosu

Kaynak Cape Town için yaklaşık 100 MW kayıtlı SSES bulunduğunu, toplam kapasitenin yaklaşık 200 MW olabileceğine ilişkin dış kaynağı kullanarak ilave 100 MW kapasitenin erişilebilir olduğunu varsaymaktadır.

%17,5 panel verimiyle senaryo yılda yaklaşık 153 GWh kullanılmayan SSES elektriğine erişilebileceğini hesaplamaktadır. City of Cape Town feed-in fiyatı ZAR1,0595/kWh kullanıldığında bu enerjinin satın alma değeri yaklaşık ZAR162 milyon, perakende değeri yaklaşık ZAR460 milyon olarak verilmektedir. Brüt alış-satış farkı yaklaşık ZAR297 milyondur.

Ancak belediyenin SSES enerjisini satması, zaten Eskom'dan aldığı elektriğin bir bölümünü ikame edeceği için bu ZAR297 milyonun tamamı ek kazanç değildir. Kaynak, Eskom'un ortalama toptan satış fiyatını ZAR2/kWh alarak ek marjı yaklaşık ZAR144 milyon olarak hesaplamaktadır.

Kaynak-içi uyumsuzluk: Aynı sayfadaki anlatı, sayaç maliyetini ZAR6043, sertifikasyonu yaklaşık ZAR11.500, maksimum yeni bağlantıyı yılda 2000, yıllık ek bağlantı maliyetini ZAR20,8 milyon ve ek yıllık brüt kazancı ZAR107 milyon olarak açıklayarak yaklaşık 5,2:1 oranına ulaşmaktadır. Bu anlatı değerleri Tablo 5'in tüm satırlarıyla aynı değildir. Kaynak iki hesap setini neden farklı verdiğini açıklamadığından Verianla bunları tek bir “düzeltilmiş” senaryoya birleştirmemektedir.

Yalnız para teşviki yeterli mi?

Hayır. Çalışma ekonomik teşvikin gerekli olduğunu savunmakla birlikte, prosumer piyasasının yalnız çift yönlü sayaç desteğiyle kendiliğinden oluşmayacağını da belirtmektedir. Elektrik dağıtıcılarının güven, şeffaflık ve müşteri iletişimi sorunlarını ele alması gerektiği açıkça ifade edilmektedir.

Çalışmanın desteklediği ve desteklemediği yorumlar

Çalışmanın temel sınırlılığı

En önemli yöntemsel sınırlılık, teknik ölçüm sonuçlarının yalnız tek bir SSES sistemi ve tek bir Güney Afrika konumuna dayanmasıdır. Western Cape'teki incelenen konutun mevsimsel güneş profili, gece-gündüz talep dağılımı, kış ısıtma yükleri ve sistem boyutlandırması başka konutlardan veya bölgelerden farklı olabilir.

Yazar sonuçların daha geniş coğrafi bölgelerde ve farklı sistem konfigürasyonlarında yapılacak çalışmalarla güçlendirilmesi gerektiğini belirtmektedir. Dolayısıyla %46 kullanım verimliliği, %54 kullanılmayan enerji veya belirli LCOE değerleri ulusal ortalama olarak okunmamalıdır.

Ek olarak model, 20 yıllık proje ömrü boyunca sermaye ekipmanlarının yenilenmesini hesaba katmamakta ve PV panel performansının uzun dönem bozulmasını saha verisi bulunmadığı için modellememektedir. Bu varsayımlar uzun dönem LCOE sonucunun kapsamını sınırlar.

Kaynak ve Yöntem Notu

Finansman ayrıntısı: Çalışma, South African National Research Foundation tarafından desteklenen “Deployment of Vehicle to Grid for Decarbonisation, Resilience and Sustainability” başlıklı daha geniş proje kapsamında yürütülmüştür.

Teşekkür: Yazar, Victron inverter verilerinin geri kazanılmasındaki yardımı için Daniel Roux'a ve South African/German Collaborative Research Programme (SAG-CORE) üzerinden National Research Foundation desteğine teşekkür etmektedir.

Yazar katkısı: Makalede ayrı bir CRediT/yazar katkıları bölümü raporlanmamıştır. Çalışmanın tek yazarı David R. Walwyn'dir; kaynakta bulunmayan ayrıntılı katkı rolleri Verianla tarafından türetilmemiştir.

Yöntemsel sınırlılık: Ölçüm kısmı tek bir Western Cape konutuna aittir. Cape Town belediye hesabı ise bu tek sistem ölçümleriyle literatür ve belediye fiyat/kapasite verilerini birleştiren senaryo modelidir. Bu nedenle tek konutun ölçülen performansı ile şehir ölçeğindeki ekonomik projeksiyon birbirinden ayrılmalıdır.

Sayısal tutarlılık notu: Kaynağın farklı bölümlerinde kullanılmayan kapasite %50 ve en az %54; maliyet farkı %70 ve %75; panel gücü 545 W ve 555 W olarak farklı ifadelerle görünmektedir. Tablo 5 ile aynı sayfadaki fayda/maliyet anlatısında da sayaç, sertifikasyon, bağlantı sayısı ve yıllık maliyet girdileri farklıdır. Verianla bu farkları sessizce düzeltmemiş veya tek değer üretmek için birleştirmemiştir.