Photovoltaic (PV) systems are becoming an important component of the global energy transition, including in cold, high-latitude regions with long winters and frequent snow. In Sweden, over 95% of installed PV capacity is still distributed, and centralized plants remain uncommon. Although several large-scale projects are underway, practical experience with layout optimization under local conditions is limited. Existing design rules, mostly developed for warmer, lower-latitude regions, may not be suitable for northern snowy climates. This creates a need for layout strategies tailored to local weather, snow conditions, and lan use.

This study investigates the optimal tilt angle (β) and inter-row spacing (d) for large-scale PV in Sweden, using Stockholm as a case study. Ten years of hourly weather data (2012–2021) are used to model geometric shading, snow impact, and economic performance, including Capital Expenditure (CAPEX), Operational Expense (OPEX), and Internal Rate of Return (IRR). Two optimization approaches are applied: one to maximize annual electricity generation, and another to minimize the levelized cost of electricity (LCOE). Under snow-inclusive conditions, the generation-maximizing case achieves an optimal tilt of 28°, as snow cover reduces output during the snow season and shiftes the optimum toward production in other seasons. The LCOE-minimizing configuration uses a 21° tilt and 4.3 m spacing, yielding 706.5 SEK/MWh, 3.5SEK/MWh lower than the generation-maximizing design (28°, 4.9 m; 710.0 SEK/MWh). Sensitivity analysis shows tilt angle to be more influential on LCOE than spacing, with electricity price and system price as the most critical factors, while land cost hasminimal effect.

The 21° case achieves the best overall performance, with the highest generation (679 kWh/kWp) and the lowest LCOE. The geometric design produces slightly less electricity, and due to its wider spacing, shows the highest LCOE among the three cases (about 2.4% higher than the optimal). The commercial setup yields the lowest output, while its LCOE remains lower than the geometric case but higher than the annual optimal design.

Overall, the findings highlight a trade-off between energy yield and economic performance, and show that small adjustments in tilt angle can help achieve a better balance between the two. The study provides practical guidance for PV layout design in cold, high-latitude regions, supporting more effective deployment in Sweden and similar climates.

Fotovoltaiska (PV) system är en viktig del av den globala energiomställningen, även i kalla högbreddsgrader med långa vintrar och frekvent snö. I Sverige är över 95 % av den installerade PV-kapaciteten fortfarande distribuerad, och centraliserade anläggningar är ovanliga. Även om flera storskaliga projekt pågår, är den praktiska erfarenheten av layoutoptimering under lokala förhållanden begränsad. Befintliga designregler, som mestadels har utvecklats för varmare, lägre breddsgrader, kan vara olämpliga för nordliga snöiga klimat. Detta skapar ett behov av layoutstrategier anpassade till lokalt väder, snöförhållanden och markanvändning.

Denna studie undersöker den optimala lutningsvinkeln (β) och radavståndet (d) för storskalig PV i Sverige, med Stockholm som fallstudie. Tio års timvisa väderdata (2012–2021) används för att modellera geometrisk skuggning, snöpåverkan och ekonomisk prestanda, inklusive kapitalutgifter (CAPEX), driftkostnader (OPEX) och internränta (IRR). Två optimeringsmetoder tillämpas: en för att maximera den årliga elproduktionen, och en annan för att minimera den nivåiserade elproduktionskostnaden (LCOE). Under snöinkluderande förhållanden uppnår det produktionsmaximerande fallet en optimal lutning på 28°, eftersom snötäcke minskar produktionen under snösäsongen och förskjuter optimum mot produktion under andra säsonger. Den LCOE-minimerande konfigurationen använder en lutning på 21° och ett avstånd på 4,3 m, och ger 706,5 SEK/MWh, vilket är 3,5 SEK/MWh lägre än den produktionsmaximerande designen (28°, 4,9 m; 710,0 SEK/MWh). Känslighetsanalys visar att lutningsvinkeln har större inverkan på LCOE än avståndet, där elpris och systempris är de mest kritiska faktorerna, medan markkostnaden har minimal effekt. Fallet med 21° uppnår den bästa totala prestandan, med den högsta produktionen (679 kWh/kWp) och den lägsta LCOE. Den geometriska designen producerar något mindre elektricitet, och på grund av sitt bredare avstånd visar den den högsta LCOE bland de tre fallen (cirka 2,4 % högre än det optimala). Den kommersiella uppsättningen ger den lägsta produktionen, medan dess LCOE förblir lägre än det geometriska fallet men högre än den årliga optimala designen.

Sammantaget framhever resultaten en avvägning mellan energiproduktion och ekonomisk prestanda, och visar att små justeringar i lutningsvinkeln kan bidra till att uppnå en bättre balans mellan de två. Studien ger praktisk vägledning för PV-layoutdesign i kalla högbreddsgrader, och stödjer en mer effektiv utbyggnad i Sverige och liknande klimat.