Prévisions du parc photovoltaïque
Les prévisions solaires s'intéressent traditionnellement à la prédiction de la production des systèmes photovoltaïques à des endroits particuliers. Par conséquent, une grande partie de ce que l'on sait sur la précision des prévisions solaires est centrée sur des validations ponctuelles. Les prévisions de parc considèrent la production agrégée de tous les systèmes PV interconnectés dans une région donnée et affectant le réseau électrique régional. Un grand nombre de ces installations photovoltaïques sont des installations derrière le compteur, installées par l'utilisateur. Les prévisions de parc sont particulièrement pertinentes pour les opérateurs de systèmes indépendants (ISO) qui en ont besoin pour les prévisions de charge.
La figure 1 montre que les charges des services publics sont de plus en plus façonnées par la production agrégée des centrales photovoltaïques interconnectées. Il est essentiel pour les gestionnaires de réseau de connaître à l'avance cette forme, c'est-à-dire la courbe "Courbe de Duck" - à l'avance est essentielle pour les gestionnaires de réseau.
Quelle est la qualité des prévisions les plus récentes concernant le parc photovoltaïque ?
A document de recherche récent de Perez et al. étudie l'influence de l'empreinte régionale d'un parc photovoltaïque sur la précision des prévisions d'une heure à 48 heures. SolarAnywhere® FleetView sur la précision des prévisions d'une heure à 48 heures. Les empreintes régionales considérées vont d'un point unique (c'est-à-dire une seule centrale électrique) à une région de la taille de la Californie pour un parc photovoltaïque dispersé.1
L'article considère deux régimes climatiques : semi-aride et continental humide. Les régions étudiées pour chaque régime sont centrées respectivement sur les sites de la National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA) de Desert Rock, Nev. et Bondville, Ill.
La figure 2 illustre l'impact de l'empreinte d'un parc photovoltaïque sur la précision des prévisions dans l'est et l'ouest des États-Unis pour des horizons d'une et de 24 heures. L'irradiance horaire prévue (axe des y) est représentée par rapport à l'irradiance horaire mesurée par satellite (axe des x). Quatre empreintes PV dispersées sont illustrées et représentent respectivement une seule centrale et des régions de la taille du Massachusetts, de l'État de New York et de la Californie. La figure est basée sur une année complète de données horaires.
Les résultats montrent que l'incertitude des prévisions pour une seule centrale est généralement bonne, mais que la probabilité d'une erreur, qu'elle soit élevée ou faible, n'est pas négligeable, en particulier pour les prévisions day-ahead dans les régions nuageuses de l'Est des États-Unis. On constate une réduction significative de l'incertitude à mesure que l'empreinte du parc augmente.
SolarAnywhere® v4 Les prévisions de la flotte, à l'échelle des territoires ISO, sont remarquablement précises. Par conséquent, ces prévisions peuvent être appliquées de manière fiable par les ISO pour les prévisions de charge, et informer efficacement les marchés de l'énergie, les engagements des centrales électriques et les opérations de suivi de la charge.
Un résumé quantitatif des nuages de points est présenté à la figure 3. L'erreur moyenne absolue relative en pourcentage (MAE) des SolarAnywhere est représentée en fonction de l'empreinte de la production photovoltaïque dispersée. L'EMA relative est normalisée à 1 000 W/m2 (c'est-à-dire la capacité PV nominale).
Pour les sites de l'Est et de l'Ouest, des erreurs de prévision horaire de l'ordre de 1 % de la capacité nominale sont rapidement atteintes pour des empreintes distribuées dépassant 100×100 km. Les erreurs day-ahead tombent rapidement à ~2 % pour les sites occidentaux, tandis que la diminution est plus graduelle à l'est. Ces résultats impliquent qu'un ISO tel que NYISO pourrait compter sur des prévisions de PV distribués à l'échelle du service d'une précision d'environ 1 % pour les prévisions horaires et de 3,5 % pour les prévisions de 24 heures.
Principaux points à retenir
- La précision des prévisions d'irradiation solaire - et donc la précision des prévisions PV - dépend fortement de l'empreinte du parc PV considéré.
- Pour les empreintes qui concernent les opérateurs de systèmes indépendants, la précision de SolarAnywhere v4 est satisfaisante sur le plan opérationnel. Les exploitants de systèmes intéressés par la validation des prévisions PV doivent se concentrer sur les prévisions du parc couvrant les zones pertinentes pour leurs opérations et non sur des centrales individuelles.
- Dans un prochain blog, nous présenterons des données comparant les performances de SolarAnywhere v4 à ses modèles sous-jacents, notamment les vecteurs de mouvement des nuages et les modèles NWP. Nous discuterons également de l'impact économique des prévisions manquées à partir des premiers principes.
1Rappelez-vous que dans un blog précédent nous avons discuté de la manière dont les prévisions régionales étendues pouvaient être validées avec précision à l'aide de données satellitaires historiques lorsqu'aucune donnée de production PV mesurée n'est disponible.
Vous pouvez en savoir plus sur ce sujet dans le document "Solar Energy Forecast Validation for Extended Areas & Economic Impact of Forecast Accuracy".