Come calcolare la produzione di un impianto fotovoltaico

La produzione di un impianto solare è l’energia generata in un dato periodo, di solito espressa in chilowattora o megawattora. La potenza FV installata, invece, è una potenza e si esprime comunemente in kilowatt di picco o megawatt di picco. Le due grandezze sono collegate, ma non sono intercambiabili.

Energia = Potenza installata × Ore equivalenti di irraggiamento solare × Fattore di prestazione

Se la potenza installata è in kW e il termine di irraggiamento equivalente è espresso in kWh/m² rispetto alla base di irraggiamento standard, l’energia risultante si interpreta comunemente in kWh dopo l’applicazione della normalizzazione e delle ipotesi di perdita del modello. Nella modellazione di dettaglio della resa, l’irraggiamento sul piano dei moduli, le caratteristiche dei moduli, la temperatura, il comportamento degli inverter e i termini di perdita vengono di norma trattati in modo esplicito, anziché essere compressi in un unico fattore.

Energia annua (kWh) = Potenza installata (kWp) × Resa specifica (kWh/kWp)

La resa specifica rappresenta l’energia modellata o misurata per unità di potenza installata nel periodo scelto. Non è una costante universale e varia con località, progetto dell’impianto, condizioni meteo, apparecchiature e perdite.

Ogni calcolo di produzione dovrebbe quindi indicare il periodo, la fonte dell’irraggiamento, la base della potenza installata, le ipotesi di perdita e se il risultato è modellato o misurato.

Un impianto da 1 MW non genera 1 MWh ogni ora del giorno. I megawatt descrivono la capacità di potenza istantanea in condizioni specificate, mentre i megawattora descrivono l’energia accumulata nel tempo.

Un semplice esempio chiarisce la differenza. Se un impianto FV da 100 kW producesse in media 60 kW per cinque ore e nessuna energia nel resto del periodo dell’esempio, l’energia sarebbe:

Questo esempio non significa che un impianto da 100 kW produca normalmente 300 kWh al giorno. La produzione effettiva varia con l’irraggiamento solare, la temperatura dei moduli, l’orientamento, gli ombreggiamenti, le perdite di sistema, il meteo, il funzionamento degli inverter, la limitazione della produzione e altre condizioni.

La potenza di picco installata si basa sulle condizioni di prova specificate dei moduli, non su una produzione garantita in campo in ogni momento. I moduli reali trascorrono gran parte del tempo di funzionamento lontano da tali condizioni di riferimento.

La produzione giornaliera va quindi calcolata o misurata come energia nel tempo. Moltiplicare la potenza nominale per 24 ore presupporrebbe erroneamente che l’impianto produca potenza nominale in modo continuo, di notte e di giorno.

Comprendere la differenza tra kW e kWh è essenziale prima di confrontare la dimensione dell’impianto, le previsioni di produzione, i dati dei contatori o le esigenze di accumulo.

L’energia disponibile al contatore fiscale o di impianto è inferiore all’energia solare teorica incidente sul campo, perché tra la luce solare e l’elettricità in CA immessa intervengono diversi effetti di conversione e di esercizio. Tali effetti dovrebbero essere rappresentati in modo esplicito in un modello di produzione dettagliato.

L’ombreggiamento riduce l’irraggiamento che raggiunge le celle e può influire anche sui moduli collegati in serie, per effetto del mismatch e del comportamento dei diodi di bypass. L’impatto dipende da posizione, durata, geometria, architettura dei moduli, progetto delle stringhe e configurazione degli inverter.

Lo sporco riduce la luce trasmessa quando polvere, polline, escrementi di uccelli, residui agricoli o altro materiale si accumulano sulla superficie dei moduli. La perdita dipende dal sito e varia con meteo, inclinazione dei moduli, fonte di contaminazione e storico delle pulizie.

Anche la temperatura dei moduli influisce sulla produzione. Nei moduli in silicio cristallino, un aumento della temperatura delle celle a parità di irraggiamento riduce in genere la tensione e la potenza disponibile. L’effetto specifico va calcolato in base alle caratteristiche del modulo installato.

Le perdite elettriche si verificano nei cavi in CC, nei connettori, nei trasformatori, nei circuiti in CA e in altri componenti. Gli inverter introducono perdite di conversione e possono anche limitare la potenza in uscita quando vengono raggiunti i vincoli operativi o la potenza nominale.

La limitazione della produzione o dell’immissione può ridurre l’energia ceduta anche quando il campo potrebbe produrre di più. Disponibilità, fermi per manutenzione, eventi di rete, guasti alle apparecchiature e impostazioni di controllo possono aggiungere ulteriori differenze tra produzione teorica e misurata.

Una volta che l’impianto è in funzione, la produzione modellata dovrebbe essere confrontata con l’energia misurata e con le condizioni meteo effettivamente verificatesi. Una previsione basata sull’irraggiamento medio di lungo periodo non può coincidere esattamente con ogni singolo giorno, mese o anno.

Il confronto dovrebbe usare confini coerenti. Se il modello prevede l’energia all’uscita dell’inverter ma il valore misurato proviene da un contatore di rete a valle delle perdite di trasformatore e dei servizi ausiliari, i due numeri non rappresentano lo stesso punto del sistema.

Anche i dati meteo sono importanti. Una produzione inferiore in un periodo di irraggiamento inferiore al previsto può indicare una normale risposta dell’impianto e non una prestazione insufficiente delle apparecchiature. Al contrario, un buon irraggiamento unito a una produzione inattesa può giustificare l’indagine su disponibilità, limitazione della produzione, temperatura, sporco, funzionamento degli inverter o condizione elettrica.

I dati a livello di stringa o di inverter possono aiutare a circoscrivere la causa degli scostamenti. Se una sezione differisce mentre quelle vicine funzionano normalmente in condizioni simili, il problema può essere localizzato e non dovuto al meteo dell’intero sito.

L’ispezione può quindi fornire evidenze fisiche. Controlli visivi, termografia aerea e prove elettriche possono approfondire le parti specifiche dell’impianto individuate dai dati di esercizio.

La produzione misurata va quindi usata per affinare la comprensione del modello, non semplicemente per etichettare ogni scostamento come guasto.

Il Performance Ratio, comunemente abbreviato PR, è un indicatore normalizzato usato per confrontare la produzione FV effettiva o modellata con un riferimento basato sull’irraggiamento solare disponibile e sulla potenza installata. Una rappresentazione semplificata è:

Resa finale = Energia prodotta (kWh) / Potenza installata (kWp)

mentre la resa di riferimento deriva dall’irraggiamento solare misurato o modellato rispetto all’irraggiamento di riferimento usato per le potenze nominali FV. Il PR è adimensionale ed è spesso espresso come decimale o percentuale.

Il PR aiuta a separare alcuni effetti della dimensione dell’impianto e dell’irraggiamento, ed è utile per confrontare l’esercizio tra periodi quando i dati di ingresso e i confini di misura sono coerenti. Include comunque l’influenza combinata di temperatura, perdite di sistema, disponibilità, sporco, comportamento degli inverter, limitazione della produzione e altri fattori presenti nel calcolo.

Il Performance Ratio non coincide con l’efficienza del modulo. L’efficienza del modulo descrive quanto efficacemente la potenza solare incidente viene convertita in potenza elettrica in condizioni definite, mentre il PR descrive come si comporta il sistema in esercizio rispetto a un riferimento normalizzato.

Una variazione del PR, inoltre, non identifica da sola la causa. Servono ulteriori analisi per stabilire se la variazione dipenda dalla qualità dei dati meteo, dallo sporco, dalla temperatura, dalla disponibilità delle apparecchiature, dalla limitazione della produzione, dalle perdite elettriche, da errori di misura o da altri fattori.

Un errore comune è trattare la potenza installata come se fosse una produzione garantita. Un impianto da 10 MWp non produce 10 MWh ogni ora, e moltiplicare direttamente la potenza per tutte le ore dell’anno ignora la notte, il meteo, la temperatura e le perdite di sistema.

Un altro errore è usare l’irraggiamento orizzontale senza considerare il piano e l’orientamento effettivi del campo. Inclinazione, azimut, movimento degli inseguitori, effetti dell’orizzonte e ombreggiamenti influenzano l’irraggiamento ricevuto dai moduli.

Le ipotesi di perdita possono inoltre essere applicate in modo incoerente. Sporco, temperatura, conversione dell’inverter, cablaggio, disponibilità, limitazione della produzione, mismatch e perdite del trasformatore non vanno contati due volte né nascosti in più fattori sovrapposti.

Usare dati meteo non realistici crea un altro problema. Un modello basato su dati climatici di lungo periodo descrive le condizioni attese su un periodo statistico, mentre un singolo anno di esercizio può essere più soleggiato o più nuvoloso di tale riferimento.

I confini di misura vengono spesso trascurati. L’energia in CC a livello di modulo, l’uscita in CA dell’inverter, la raccolta in CA dell’impianto e l’energia al contatore di immissione in rete non sono la stessa grandezza.

Infine, un’eccessiva precisione può far apparire una stima più certa di quanto i dati di ingresso giustifichino. Un modello di produzione è affidabile quanto i suoi dati meteo, le ipotesi sulle apparecchiature, le stime di perdita, il progetto dell’impianto e le ipotesi di esercizio.

Un calcolo di produzione resta una stima finché non viene confrontato con l’esercizio misurato. Nemmeno un modello dettagliato può garantire l’esatta quantità di energia che un impianto genererà in un anno futuro, perché meteo, disponibilità, condizione delle apparecchiature, limitazione della produzione, manutenzione e condizioni di rete possono cambiare.

Per lo stesso motivo, la produzione di energia non dovrebbe essere convertita direttamente in un rendimento finanziario garantito. Prezzo dell’elettricità, struttura tariffaria, costi di esercizio, imposte, finanziamento, limitazione della produzione, ipotesi di degrado, eventi di manutenzione e altre variabili commerciali incidono sui ricavi.

Anche i dati misurati hanno limiti. I sensori possono derivare, i contatori possono usare confini diversi, i sistemi di comunicazione possono perdere dati e le stazioni meteo possono non rappresentare in modo uniforme le condizioni di un grande impianto.

L’ispezione termografica può aiutare a indagare alcuni scostamenti operativi, ma non calcola la produzione da sola. La IEC 62446-3 tratta l’ispezione termografica in campo degli impianti FV in esercizio, includendo apparecchiature, condizioni ambientali, procedura, competenza del personale e reportistica. Non definisce un calcolo generale della resa energetica né un’unica soglia termica universale per l’analisi della produzione.

La distinzione utile è tra modello e misura. I modelli stimano ciò che l’impianto potrebbe produrre in base a ipotesi dichiarate; i contatori registrano ciò che ha attraversato un punto di misura definito. L’analisi spiega perché i due valori differiscono e se la differenza sia coerente con le condizioni operative effettive dell’impianto.