Global jämförelse av solcellsdrivna laddstationer 

Fallande kostnader för solceller och batterilagring samt begränsad lokal tillgång på elnätskapacitet har drivit på utbyggnaden av laddstationer med solceller. En review-artikel har analyserat 97 studier mellan 2015 och 2025 och utvärderat olika typer av solcellsdrivna laddstationer baserat på ett antal ekonomiska nyckeltal [1].

Huvuddelen av de studerade systemen är lokaliserade i länder med hög solinstrålning, men artikelns resultat är även relevanta för länder med mindre solinstrålning, såsom Sverige, då den visar att en betydande del av laddbehovet kan täckas av relativt små solcellsinstallationer samt att en utvecklad elmarknad, med exempelvis möjligheter att reagera på prissignaler, är en viktig förutsättning för lönsamhet.

Exempel på system som jämförs i artikeln

Globalt finns starka drivkrafter att elektrifiera transporter för att minska användningen av fossil energi, minska importberoendet och sänka drivmedelskostnaderna. I många av de studier som artikeln omfattar har solcellsdrivna laddstationer (PV-laddstationer) byggts ut för att hantera kapacitetsbrist i elnätet, undvika nätförstärkningar eller möjliggöra laddning där elnät helt saknas [1].

Det som har studerats är PV-laddstationer för personbilar eller mopeder. Inga studier inkluderar lastbilar, bussar eller logistikfastigheter.

Artikeln omfattar studier med flera olika typer av laddstationer. Vanligast är AC-laddning, antingen i flerfamiljshus eller vid kommersiella byggnader och kontorslokaler. Ett exempel är ett system vid ett kontor med 12 laddplatser och en solcellsanläggning på 35 kWp på taket, det vill säga cirka 3 kWp per ladduttag..

Flera studier omfattar DC-snabbladdning längs större vägar i olika regioner. Ett exempel är en PV-laddstation vid en motorväg med en solcellsanläggning på 300 kWp och 20 laddplatser, det vill säga 15 kWp per ladduttag. Artikeln omfattar några studier i utpräglad stadsmiljö, både AC och DC.

Artikeln innehåller inte information om vilken laddeffekt laddstationerna har, om de har lastbalansering eller om det finns någon prisstrategi för att styra efterfrågan till vissa tider. Lönsamhet utvärderas baserat på om det finns förutsättningar för elhandel och efterfrågeflexibilitet.

Global jämförelse av ekonomiska nyckeltal

Artikeln gör regionala jämförelser av några viktiga ekonomiska nyckeltal:

LCOE (Levelized Cost of Energy), den genomsnittliga produktionskostnaden för att generera en kilowattimme (kWh). LCOE används för att jämföra liknande investeringar med varandra, men har begränsningen att den inte säger något om intäktssidan, till exempel incitament för inmatning av solel i elnätet eller intäktsströmmar från systemtjänster, såsom balansering eller frekvensreglering.

PBP (Payback Period), återbetalningstid, och IRR (Internal Rate of Return), den internränta som gör ett projekts nettonuvärde (Net Present Value, NPV) till noll.

IEA uppskattar att storskaliga solcellsinvesteringar med IRR under 4 procent ses som helt utan risk och i Nordamerika och Europa är förväntade nivåer på IRR mellan 4 och 9 procent [2]. I utvecklingsländer ökar risken och investerare behöver ta ställning till IRR från 4 till ca 16 procent [2].

Vissa studier i artikeln innehåller information om hur drivmedelskostnaden påverkas, men fokus ligger på att jämföra investeringskalkylerna för olika konfigurationer. Trenden är dock att den största drivmedelsbesparingen sker genom att byta från avgasbil till elbil, oavsett elmix.

Europa har välutvecklade styrmedel och elmarknad 

Det finns tydliga skillnader mellan regioner och systemkonfigurationer. Sammanställningen visar att Europa är den region som har bäst ekonomiska nyckeltal för PV-laddare, med lägst LCOE (0,03-0,08 USD/kWh), kortast PBP (6–8 år) och bäst avkastning (IRR 12–15 %). Detta kopplas till utvecklade styrmedel som främjar produktion av solel, försäljning av elfordon och fördelaktiga nättariffer samt en hög andel smarta elmätare.

Andra utvecklade ekonomier, såsom Nordamerika, visar också goda förutsättningar, där LCOE uppgår till 0,05–0,10 USD/kWh, IRR till 11–13 procent och PBP till 7–10 år. I USA fanns federala skattelättnader för solel och ytterligare incitament i vissa delstater.

Asien-Stillahavsregionen (med bl.a. Kina, Japan, Sydkorea, Vietnam, Singapore och Australien) har ungefär motsvarande ekonomiska nyckeltal som Nordamerika, vilket tillskrivs lägre investeringskostnader, elhandel med solel och investeringsstöd till installation av solcellsanläggningar.

I Mellanöstern och Afrika är installationerna i regel dyrare än i utvecklade ekonomier, elnäten är svagare och subventionerna är oregelbundna, vilket innebär högre LCOE och större osäkerhet i investeringar (0,05–0,37 USD/kWh). Det osäkra investeringsklimatet i globala syd innebär i regel högre räntor, som i sin tur påverkar lönsamheten negativt.

Relativt små solcellsanläggningar täcker en stor del av laddbehovet

En betydande faktor för lönsamhet är lokal solinstrålning och produktionen av solel, vilket påverkar i vilken utsträckning systemet täcker laddbehovet samt kostnadseffektiviteten. Solinstrålningen kan variera under året, mer i vissa länder än andra, vilket påverkar hur systemet behöver dimensioneras för att täcka laddbehovet under mörkare perioder.

Det finns dock flera länder med mycket solinstrålning, men där elnät eller elmarknadsdesign inte är på plats. Mer om det strax.

AC-laddning hemma eller vid destinationen kräver dock inte särskilt stora solcellsanläggningar för att täcka en betydande del av laddbehovet. Artikeln lyfter fram att det finns exempel där 50–75 % av laddbehovet täcks med relativt små installationer, omkring 1–1,5 kWp per ladduttag.

Artikeln innehåller även studier från nordeuropeiska förhållanden, bland annat Danmark och Tyskland, men inget svenskt fall. Artikeln lyfter fram att tekniskt sett fungerar PV-laddstationer i de flesta klimat, men det kräver anpassning till lokala solförhållanden, såsom batterilager eller så kallad hybridisering med andra kraftslag.

Små batterilager kan öka lönsamheten

Batterilager kan förbättra lönsamheten i vissa konfigurationer genom att öka andelen solel, minska effekttoppar och skapa flexibilitetsintäkter (IRR från 10,8 procent till 13,1 procent för system med energilager och PBP minskar med ca 1 år, till 7,3 år), men innebär samtidigt högre investeringskostnad (LCOE 0,074 USD/kWh i genomsnitt för system med batterilager jämfört med 0,066 USD/kWh utan).

Studier med hybridisering av PV-laddstationer, där andra kraftslag såsom vind eller gasturbiner täcker upp för elbehov under perioder av låg solinstrålning, finns med i artikeln och det finns konfigurationer som kan uppvisa kostnadseffektivitet. Artikeln går dock inte på djupet med vilka förutsättningar som möjliggör detta i praktiken. Jag antar att systemen i exemplen från Tyskland drivs inom någon form av energigemenskap, men det framgår inte av artikeln.

Laddteknik påverkar investeringskostnad

Val av laddteknik avgör systemets dimensionering, kostnad och nätpåverkan. Olika laddtekniker har olika tekniska krav som påverkar systemdesignen. Artikeln lyfter fram att AC‑laddning är i regel enklare att integrera med PV, då dessa i regel har växelriktare, och kräver mindre effekt. DC‑snabbladdning kräver större energilagring och mer avancerad styrning.

Dubbelriktad laddning har prövats i ett par studier, men artikeln lyfter fram att den tekniska mognaden för dessa projekt är låg och lönsamheten över systemens livslängd bygger på ett antal antaganden om standardisering, regelverk och incitament för dubbelriktad laddning.

Artikeln lyfter fram att betalningsviljan för olika typer av laddning kan variera, men i regel är det AC-laddning som har bäst förutsättningar för lönsamhet jämfört med DC. Median-LCOE för AC respektive DC är 0,064 respektive 0,097 USD/kWh och PBP 7,1 respektive 10,2 år.

Pålitligt elnät och utvecklad elmarknad förbättrar lönsamhet

Elanslutning, som täcker upp i perioder av högre efterfrågan på laddel än solelsproduktionen, förbättrar investeringskalkylen betydligt. PV-laddstationer kan, på ett fortfarande ekonomiskt hållbart sätt, avhjälpa elnät med mindre betydande kapacitetsbrist, men för en pålitlig laddtjänst är ett pålitligt elnät grunden för lönsamhet. I utvecklingsländer finns fall där dimensioneringen och elnätsförutsättningarna tidvis innebär kapacitetsbrist, vilket användare då behöver förhålla sig till.

Det är många länder som har enhetligt elpris och nätavgifter, då det saknas incitament att ladda under perioder med stor solinstrålning. En utvecklad elmarknad, som till exempel främjar försäljning av överskott av solel och har tekniska förutsättningar att reagera på prissignaler, förbättrar kalkylen.

Off-grid är tekniskt möjligt men dyrt

Artikeln inkluderar även studier med off-grid-lösningar, dvs. självförsörjande laddstationer där solelproduktion och energilagring tillsammans täcker laddbehovet utan stöd från elnätet. Dessa system används främst i områden där nätet är svagt, instabilt eller saknas helt.

Studierna visar att off-grid system är tekniskt genomförbara, men med tydliga krav på överdimensionerad solcellskapacitet och tillräcklig batterilagring för att hantera variationer i solinstrålning och laddbehov. Detta ökar kapitalkostnaderna, vilket innebär att systemen har högre LCOE än elnätsanslutna system, längre PBP, lägre IRR samt större tekniska krav på dimensionering och styrning.

Artikeln lyfter möjligheterna med off-grid system som ett sätt att förbättra resiliens och tillgång till laddning i situationer vid elavbrott, men dessa fall följer inte nödvändigtvis konventionell affärslogik.

Rekommendation att främja solcellsdrivna laddstationer

Artikelförfattarna bedömer att PV-laddstationer är fördelaktiga, både ur ett tekniskt och ett ekonomiskt perspektiv. Den systemkonfiguration som både ger acceptabel lönsamhet och bidrar till ökad stabilitet i elnätet är en lösning med en välavvägd solcellsyta och ett relativt litet energilager tillsammans med en elnätsanslutning.

Egen kommentar 

PV-laddstationer kan fungera i många olika miljöer, men kalkylen påverkas av elnätsanslutning, elpriser, nättariffer, möjligheten att sälja överskottsel och hur laddningen kan styras över tid. Det är därför inte självklart att fler solceller eller större batterilager ger en bättre investering. Artikeln omfattar dock projekt under en 10-årsperiod, där batterilager har kraftigt sjunkit i pris i slutet av den perioden [3]. Kalkylen för batterilager kan därför vara underskattad, vilket är värt att återkomma till.

Det är inte heller uppenbart lönsamt med PV-laddstationer för att snabbt elektrifiera länder i globala syd men det behöver inte betyda att tekniken saknar samhällsekonomiskt värde där elnätet är svagt eller laddinfrastruktur annars skulle saknas.

Artikeln fokuserar på personbilar och till viss del mopeder. Jag ser inte att resultaten direkt kan överföras till logistikfastigheter och depåladdning. Därför skulle det vara intressant med en sådan studie.

Referenser

[1] Hossain & Cho, 2026. Techno-economic feasibility of photovoltaic-powered electric vehicle charging stations: a global review and future outlook. Sust En Research, 13(9) länk

[2] IEA, World Energy Investment 2024 länk

[3] omEV, Litiumjonceller – försäljning, sjunkande pris och konsolidering. 25 september 2024 länk