Spatiotemporal supply-demand matching in residential building rooftop photovoltaics (PV) under climate change: a cross-climate zone assessment

Unofficial AI-generated summary based on the public title and abstract. Not an official translation.

🔬研究者:Provides a multi-scale temporal analysis framework for PV-demand matching across climate zones, useful for building energy modelers.

🏢実務担当者:Highlights that rooftop PV alone may not ensure energy self-sufficiency under climate change; demand-side measures and backup sources are needed.

🏛政策担当者:Informs that uniform renewable energy targets may be inadequate; region-specific strategies are essential.

建築部門は世界のエネルギー使用量と排出量の3分の1以上を占めており、気候中立性の達成にはオンサイトでの再生可能エネルギー発電が極めて重要である。屋上太陽光発電（PV）は化石燃料への依存を低減できるが、気候変動は建築物のエネルギー需要とPV出力の両方を変化させ、十分に解明されていない時空間的なミスマッチを生み出している。このギャップを埋めるため、本研究ではASHRAEの全気候区分を代表する27都市を対象にマルチスケールの時間分析を採用し、極端現象の評価と従来の年間指標を統合して、PV需要マッチングの独自の動態を明らかにした。10.08 kWの屋上PVを備えた平屋建て住宅を、Rhino上のLadybugツール（EnergyPlusエンジン）を用いて、ベースライン、SSP126、SSP245、SSP585シナリオ（2050年、2080年）のもとでシミュレーションし、自給率（SSR）と自家消費率（SCR）を年次、月次、日次のスケールで分析した。SSP585_2080シナリオでは、極暑地域（Zone 0）は複合的な脆弱性に直面する。エネルギー需要は33.6～38.5%増加する一方、PV出力の変化はわずか（−2.5%～4.0%）であり、SSRはベースラインの48.2～50.9%から46.5～49.0%に低下するが、SCRは62.1～76.3%に増加する。Zone 5～6の冷涼・寒冷地域では、需要が11.3～19.5%減少する（SSP585_2080）ものの、冬季の発電量に制約され、同じシナリオ下でのSSRは24.0～35.6%に留まる。月次分析では、季節的な非対称性が明らかになり、高緯度地域（Zone 6～8）の冬季SSRは、温暖化にもかかわらず通常15%を下回る。最も重要な点として、極端現象分析により、熱帯地域の極端な高温イベント時にはエネルギー不足が最大4倍に増加することが明らかになり、また、極夜期間中のPV発電量がゼロになることが確認された。これは、温暖化が進んでも持続し、年間指標では一貫して見えにくくなる根本的な限界である。建築外皮の性能変化とPVシステム容量の変化を検討した感度分析により、気候変動による性能パターンが確認された。これらの知見は、気候変動の影響が不均一であり、普遍的な再生可能エネルギー目標に根本的な課題を突きつけることを示しており、需要側対策、気候別の改修、補助的なエネルギー源を組み合わせた協調戦略が、太陽光の固有の限界に対処するために必要であることを示唆している。このような洞察は、再生可能エネルギー政策の策定と都市のエネルギー計画に不可欠な指針を提供する。

AI 翻訳（deepseek-v4-flash）。 正確を期す場合は下の原文を参照してください。

The building sector accounts for over one-third of global energy use and emissions, making on-site renewable generation critical for climate neutrality. Rooftop photovoltaics (PV) can reduce reliance on fossil fuels, yet climate change alters both building energy demand and PV output, creating poorly understood spatiotemporal mismatches. To bridge this gap, this study employed a multi-scale temporal analysis across 27 cities representing all ASHRAE climate zones, integrating extreme event assessment with traditional annual metrics to reveal unique PV-demand matching dynamics. A single-storey residential building with 10.08 kW rooftop PV was simulated via Ladybug tools (EnergyPlus engine) in Rhino under baseline, SSP126, SSP245 and SSP585 scenarios (2050, 2080) to analyze self-sufficiency ratio (SSR) and self-consumption ratio (SCR) at annual, monthly and daily scales. Under SSP585_2080, extreme hot regions (Zone 0) face compound vulnerabilities: energy demand rises 33.6–38.5% while PV output changes marginally (−2.5% to 4.0%), reducing SSR from 48.2–50.9% (baseline) to 46.5–49.0%, despite SCR increases to 62.1–76.3%. Cool and cold regions in Zones 5–6 benefit from 11.3–19.5% demand reductions (SSP585_2080) but remain limited by winter generation, with SSR constrained at 24.0–35.6% under the same scenario. Monthly analysis exposes seasonal asymmetries with high-latitude (Zones 6–8) winter SSR typically below 15% despite warming. Most critically, extreme-event analysis exposed up to fourfold increases in energy deficits during extreme heat events in tropical zones and confirmed the expected zero PV generation during polar nights, a fundamental limitation that persists despite warming and that annual metrics consistently obscure. Sensitivity analysis examining building envelope performance variations and PV system capacity changes confirmed climate-driven performance patterns. These findings demonstrate heterogeneous climate change impacts that fundamentally challenge universal renewable energy targets, necessitating coordinated strategies combining demand-side interventions, climate-specific renovation and supplementary energy sources to address inherent solar limitations. Such insights provide essential guidance for renewable energy policy development and urban energy planning.

• openalex https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2026.128210first seen 2026-07-13 04:53:52