La capacité des systèmes photovoltaïques derrière le compteur ne cesse de croître. La figure 1 montre qu'il y a plus de 5 GW de PV rien qu'en Californie. Ce chiffre continue d'augmenter.
Il en résulte que les prévisions de la flotte PV derrière le compteur deviennent de plus en plus importantes pour les opérations des services publics. L'impact de la production PV derrière le compteur a été bien documenté par le California Independent System Operator's ".Courbe du canard.”
Il en résulte que les opérateurs de systèmes indépendants (ISO) et les services publics ont besoin de prévisions précises sur le parc photovoltaïque. Les prévisions à un jour sont nécessaires pour les prévisions de charge des services publics qui sous-tendent les marchés de l'électricité et déterminent l'engagement des centrales électriques. Les prévisions à court terme (quelques minutes à quelques heures) sont importantes pour le marché spot et les opérations de suivi de la charge, y compris la réponse à la demande et la gestion des réserves tournantes.
Les parcs photovoltaïques comprennent à la fois des centrales électriques et des systèmes photovoltaïques installés derrière le compteur. Les centrales électriques sont surveillées avec précision. Les données de ces centrales peuvent être utilisées pour évaluer la précision des prévisions solaires à des endroits spécifiques. Les parcs photovoltaïques comprennent également un grand nombre de systèmes photovoltaïques installés derrière le compteur.
Ces systèmes derrière le compteur sont répartis sur les territoires desservis par les services publics. Dans de nombreux cas, ils ne sont pas directement surveillés. Il en résulte que leur production agrégée est inconnue et ne peut être utilisée directement pour la validation des prévisions solaires. Alors comment valider les prévisions du parc photovoltaïque derrière le compteur ?
Comment valider les prévisions du parc photovoltaïque derrière le compteur ?
La précision des prévisions de production PV dépend principalement de la précision des prévisions d'irradiation solaire. En effet, l'irradiance est le principal déterminant de la production PV. La production PV peut être déterminée à partir de l'irradiance si les spécifications PV sont connues, même si les données de production PV ne peuvent être mesurées. Les autres déterminants de la production PV, tels que la température et la vitesse du vent, sont respectivement des effets de deuxième et troisième ordre. La température peut également être prédite de manière fiable.
Les données historiques d'irradiance dérivées des satellites pourraient être utiles pour la validation des prévisions de parcs photovoltaïques dispersés. Ceci est dû au fait que les données satellitaires sont spécifiques au temps et au site. Les données sont également disponibles à haute résolution dans des régions entières. La question clé est donc de savoir si les données historiques d'irradiance dérivées du satellite constituent une référence quantitativement acceptable pour la précision des prévisions de parc.
Un article récent de Perez et al. indique que oui, les données historiques d'irradiation dérivées des satellites peuvent être appliquées de manière fiable pour évaluer l'incertitude des modèles de prévision.1
La figure 4 compare les résultats de validation des prévisions obtenus en des points précis en utilisant des mesures d'irradiance réelles et des données satellitaires comme référence. Les données satellitaires sont constituées de Données SolarAnywhere® Version 3.0. La mesure de validation des prévisions est le pourcentage d'erreur quadratique moyenne (RMSE). L'EQM est évaluée pour plusieurs modèles de prévision à différents endroits (Est et Ouest des États-Unis), et pour des horizons de prévision allant d'une heure à un jour. Les résultats agrégés pour tous les lieux et horizons sont présentés.
La figure montre que la comparaison des données de prévision aux données historiques satellitaires et terrestres donne des résultats presque identiques. Cela suggère que les données d'irradiance dérivées du satellite peuvent être utilisées pour évaluer les prévisions. Plus important encore, comme la précision de l'irradiance dérivée par satellite est largement indépendante de l'emplacement, les données peuvent être appliquées de manière fiable pour évaluer la performance des modèles de prévision sur des régions de taille et de forme arbitraires - par exemple, les territoires des sous-stations, les territoires des services publics ou les zones d'équilibrage ISO - où les parcs photovoltaïques distribués sont exploités.
En outre, avec les données d'irradiation dérivées du satellite, il n'est pas nécessaire de tenir compte des inexactitudes potentielles des données recueillies à l'aide d'instruments au sol. Ces instruments doivent être soigneusement calibrés et bien entretenus pour garantir la précision.
Principaux enseignements ou actions
La prochaine fois que vous prévoyez de valider des prévisions de parc photovoltaïque, envisagez d'utiliser des données historiques de parc basées sur l'irradiance dérivée par satellite comme référence. Vous disposerez ainsi d'un moyen fiable d'évaluer les performances des modèles de prévision des parcs photovoltaïques.
1 Perez, R., J. Schlemmer, K. Hemker, Jr., S. Kivalov, A. Kankiewick et J. Dise, (2016) : " Validation des prévisions d'énergie solaire pour des zones étendues et impact économique de la précision des prévisions. " Présenté à la 43e conférence des spécialistes photovoltaïques de l'IEEE, 2016.