Lorsqu'il s'agit de s'assurer que les investissements solaires répondent aux attentes en matière de production d'électricité, un élément important est de comprendre l'incertitude de la ressource solaire. Plus l'incertitude de la ressource solaire de base est faible, plus la probabilité qu'un système solaire atteigne ou dépasse la production prévue sur la durée de vie du système est élevée. Cet aspect est important non seulement pour les développeurs de projets à l'échelle des services publics qui doivent financer leurs projets, mais aussi pour les propriétaires de parcs de systèmes photovoltaïques distribués qui cherchent à titriser leurs portefeuilles.
Les ensembles de données sur les ressources solaires couramment utilisés comprennent :
- Les données de l'année météorologique typique (TMY3), disponibles auprès du National Renewable Energy Laboratory (NREL), et
- Les mesures dérivées des satellites, telles que Données SolarAnywhere.
Pour voir comment les calculs énergétiques dérivés de ces deux sources de données se comparent, prenons l'exemple de la région de Minneapolis/St. Paul dans le Minnesota.
La figure A illustre la variabilité spatiale de la ressource solaire dans cette région. Dans cette figure, la moyenne annuelle de l'irradiation horizontale globale (GHI) aux trois emplacements TMY3 de Minneapolis/St. Paul (représentés par un carré violet, un cercle rouge et un triangle vert) est superposée aux données SolarAnywhere de 10 km de grille de l'année TGY (typical-GHI-year) (l'arrière-plan carrelé orange à rouge de l'image).
Comme on peut l'observer, la variance du GHI du TMY3 est beaucoup plus importante que celle du GHI basé sur le satellite SolarAnywhere. La forte variance du GHI observée dans les données TMY3 est due au choix de mois de référence atypiques lors du traitement TMY3 du NREL.
La figure B montre les valeurs moyennes mensuelles du GHI à partir des données de base SolarAnywhere TGY (ligne noire) et des trois ensembles de données TMY3 (lignes rouge, verte et violette).
Le profil TMY3 de l'aéroport de Minneapolis/St. Paul (site de classe I) a une forme similaire au profil TGY de base de SolarAnywhere. Les deux autres ensembles de données TMY3 (sites de classe II) sont peuplés de mois d'été inférieurs à la moyenne, ce qui entraîne un GHI global rapporté plus faible aux emplacements TMY3 non aéroportuaires.
Il est probable que les classifications des sites TMY3 soient à l'origine de cet écart dans la ressource GHI. Les sites TMY3 de classe I sont basés sur 24 ans de données, tandis que les sites de classe II et III n'utilisent que 12 ans de données, ce qui entraîne une plus grande probabilité de sélection de mois aberrants dans la méthodologie de traitement des données TMY3.
La figure C montre comment cette variance du GHI se traduit par des calculs annuels d'énergie PV dans les villes jumelles. Dans ce cas, la variance des simulations d'énergie PV atteint 15 % en raison de l'inclusion de mois de référence atypiques pour deux des trois sites TMY3.
Les données satellitaires de SolarAnywhere appliquent une méthodologie cohérente sur un ensemble de données spatialement cohérent (dans ce cas, 10 km) pour fournir des calculs de production d'énergie photovoltaïque fiables. Une incertitude moindre réduit le risque pour les investisseurs dans le secteur de l'énergie solaire.
SolarAnywhere Les données d'irradiance par satellite sont disponibles à des résolutions aussi basses que 1 km, et dans une variété de formats, y compris des séries temporelles et des années typiques de GHI et DNI (TGY et TDY). Les ensembles de données de l'année type sont basés sur des mesures historiques allant de 1998 au mois le plus récent, ce qui garantit que les conditions météorologiques les plus récentes sont prises en compte dans les calculs.