Ogni stima della resa solare inizia con un numero di risorsa: quanta luce solare raggiunge il sito, in quale forma e da quale direzione. Tre componenti dell’irradianza – Irradianza orizzontale globale (GHI), Irradianza normale diretta (DNI) e Irradianza orizzontale diffusa (DHI) – descrivono diversi aspetti di quella risorsa. Scegliere quello giusto per il proprio tipo di sistema non è facoltativo: l'utilizzo del DNI dove GHI è appropriato, o viceversa, può produrre errori di rendimento del 10–30% prima che venga installato un singolo modulo.
Le tre componenti dell'irraggiamento solare
Irradianza orizzontale globale (GHI) è la radiazione solare totale ricevuta su una superficie orizzontale. È la somma della radiazione diretta proiettata su un piano orizzontale più tutta la radiazione diffusa del cielo. Il GHI viene misurato mediante un piranometro montato in piano. È il set di dati sull’irradianza più ampiamente disponibile e il punto di partenza standard per la modellazione della resa fotovoltaica a inclinazione fissa.
Irraggiamento normale diretto (DNI) è la radiazione solare ricevuta su una superficie che è sempre perpendicolare al sole, cioè segue il sole durante il giorno. Il DNI misura solo la componente diretta del fascio, senza contributo diffuso. Viene misurata mediante un pireliometro montato su un inseguitore solare. DNI è la metrica delle risorse rilevante per i sistemi a concentrazione (CSP, CPV) ed è il componente massimizzato dagli inseguitori solari a asse singolo e doppio asse.
Irradianza orizzontale diffusa (DHI) è la radiazione solare ricevuta dalla cupola celeste escluso il raggio diretto, diffuso da nuvole, aerosol e molecole d'aria. Si misura con un piranometro munito di disco ombreggiante che blocca il fascio diretto. Nei climi nuvolosi, il DHI può rappresentare il 40-60% del GHI. In condizioni desertiche e limpide, potrebbe scendere al 10-15%.
La relazione tra i tre è: GHI = DNI × cos(θ) + DHI, dove θ è l'angolo zenitale solare (angolo tra il sole e la verticale). Questa identità di scomposizione è fondamentale per tutti i calcoli di trasposizione.
Quale componente utilizzare per i diversi tipi di sistema
| Tipo di sistema | Metrica delle risorse primarie | Perché |
|---|---|---|
| Fotovoltaico a inclinazione fissa (montaggio su tetto o a terra) | GHI | I pannelli ricevono sia radiazione fascio che diffusa; GHI è il punto di partenza per la trasposizione su superficie inclinata (POA) |
| Inseguitore monoasse (SAT) | GHI (o modello GTI) | Gli strumenti di rendimento traspongono il GHI all’irradianza sul piano rotante; Le località con DNI elevato traggono i maggiori vantaggi dal monitoraggio |
| Inseguitore a doppio asse | DNI+DHI | Il doppio asse segue perfettamente il sole; snervamento = DNI + componente DHI su superficie normale |
| Energia solare a concentrazione (CSP) | Solo DNI | Gli specchi concentrano solo il fascio diretto; la radiazione diffusa non può essere focalizzata |
| Bifacciale ad inclinazione fissa | GHI+albedo | Il fronte utilizza il GHI trasposto; la parte posteriore cattura la radiazione diffusa + riflessa dal suolo |
| Fotovoltaico integrato nell'edificio (BIPV) | GTI (piano dell'array) | Le superfici verticali o angolate richiedono una trasposizione completa inclusa la diffusione circumsolare |
Fonti dati di irraggiamento: cosa utilizzare per lo sviluppo del progetto
Diversi database autorevoli forniscono dati sull’irradianza mensile e oraria a lungo termine:
- POTENZA DELLA NASA: gratuita, copertura globale, dati orari fino al 1984. Risoluzione ~50 km. Ideale per lo screening in fase iniziale.
- PVGIS (Centro comune di ricerca dell'UE): copertura gratuita ed eccellente di Europa, Africa e Asia. Risoluzione ~5 km. Standard per i progetti europei.
- SolarAnywhere / Solargis: prodotti commerciali con risoluzione fino a 250 m, analisi dell'incertezza P50/P90 e dati di tendenza a lungo termine. Necessario per i rapporti sul rendimento bancabile su progetti >500 kWp.
- Meteonorma: generatore TMY (anno meteorologico tipico) standard del settore utilizzato direttamente in PVsyst. Combina i dati satellitari e quelli delle stazioni terrestri.
- Piranometri per stazioni di terra: più accurati ma richiedono 1-3 anni di misurazioni in loco. Mandato da alcuni finanziatori per progetti >10 MWp o in regioni con pochi dati (parti dell'Asia centrale, Africa subsahariana).
Mappe GHI e benchmark regionali
| Regione | GHI annuale (kWh/m²/anno) | DNI (kWh/m²/anno) | Vantaggio del localizzatore |
|---|---|---|---|
| Nord Europa (Germania, Polonia) | 950–1.200 | 700–950 | Basso (10-15%) |
| Europa meridionale (Spagna, Italia) | 1.500-1.900 | 1.400-1.800 | Moderato (18-22%) |
| Medio Oriente (Emirati Arabi Uniti, Arabia Saudita) | 1.900–2.400 | 2.000–2.600 | Alto (22-28%) |
| Asia centrale (KZ, UZ) | 1.400-1.700 | 1.300-1.600 | Moderato (18-24%) |
| Sud-Est asiatico (Thailandia, Vietnam) | 1.400-1.700 | 1.000-1.400 | Basso (12–18%) – alto diffuso |
| Australia (entroterra) | 1.800–2.200 | 1.900–2.400 | Alto (22-27%) |
Dal GHI all'irradianza sul piano dell'array (POA).
Il flusso di lavoro di modellazione della resa traduce il GHI nell'irradianza che effettivamente cade sui pannelli inclinati: viene chiamato Irradianza POA (Plane of Array).. Ciò richiede tre passaggi:
- Decomposizione: dividere GHI in fascio diretto (Bh) e DHI utilizzando un modello di decomposizione (Erbs, Reindl o Perez). Ciò è necessario quando è disponibile solo il GHI e DNI/DHI non vengono misurati separatamente.
- Recepimento: convertire i componenti del fascio e della diffusione dall'angolo della superficie orizzontale all'angolo inclinato utilizzando un modello di trasposizione (Hay-Davies, Perez o Reindl). Il modello Perez è più accurato per la trasposizione diffusa su superfici inclinate.
- Correzione dell'ombreggiatura e dello sporco: applicare profili di orizzonte quasi ombreggiati e perdite di sporco – vedere il nostro articolo su fattori di perdita di sporco — per arrivare all'irradianza incidente netta.
Il risultato è l'irradianza POA oraria, che viene poi combinata con coefficienti di temperatura del modulo e curve di efficienza dell'inverter per produrre una stima del rendimento energetico annuale P50.
P50 vs P90: comprendere la probabilità di rendimento
Una stima della resa P50 è il livello di produzione che si prevede verrà superato nel 50% degli anni: la mediana. Una stima P90 (superata nel 90% degli anni) tiene conto della variabilità dell’irradianza interannuale e viene utilizzata come caso conservativo nel finanziamento del debito. La differenza tra P50 e P90 è tipicamente del 5-10% per siti ben caratterizzati con lunghi record di dati, che si allarga al 10-20% nelle regioni con scarsi dati dove l’incertezza del modello satellitare è maggiore.
Per i nostri mercati target in Asia centrale e Medio Oriente – regioni con DNI elevato, frazione diffusa relativamente bassa e diffusione dell’energia solare in rapida espansione – i dati GHI accurati nei siti di progetto sono sempre più disponibili da Solargis e PVGIS. Contattaci per discutere l'approvvigionamento dei dati sull'irradianza per il vostro Paese specifico e il modo in cui li teniamo in considerazione nel dimensionamento delle apparecchiature inverter commerciale e modulo selezione.