L’ombreggiamento è una delle fonti più significative e sottovalutate di perdita di rendimento energetico nei progetti solari. Una singola ostruzione che copre il 5% di un array può causare una perdita di produzione del 15-25% se l'architettura della stringa non è progettata correttamente. L’analisi accurata dell’ombreggiamento non è facoltativa: è un prerequisito per una modellazione energetica affidabile, garanzie di prestazione bancabili e decisioni corrette sulla tesatura.
Tipi di perdite da ombreggiamento
Le perdite derivanti dalla schermatura solare si dividono in due categorie:
- Vicino all'ombreggiamento (ombreggiamento architettonico): ombreggiamento dovuto a oggetti nelle immediate vicinanze del sistema: parapetti, apparecchiature sul tetto, camini, edifici adiacenti, alberi. Questi creano ombre geometriche che si muovono attraverso la matrice mentre il sole si muove. Le perdite dovute all’ombreggiamento sono tipicamente del 2–15% per i tetti commerciali urbani.
- Ombreggiatura lontana (ombreggiatura orizzonte): ombreggiatura dovuta a ostacoli distanti: montagne, foreste, grattacieli all'orizzonte. L’ombreggiamento lontano colpisce solo gli angoli solari bassi (prima mattina, tardo pomeriggio) ed è tipicamente pari allo 0,5–3% per la maggior parte dei siti.
Inoltre:
- Auto-ombreggiatura (ombreggiatura fila per fila): ombra proiettata da una fila di pannelli sulla fila successiva dietro di essa. Questa è la perdita di ombreggiamento primaria per i sistemi con montaggio a terra e con tetto piano a bassa inclinazione ed è controllata dalla spaziatura delle file (rapporto inclinazione-altezza). Vedi il nostro articolo su Perdite dovute all’ombreggiamento del filare per una metodologia dettagliata.
- Disadattamento del modulo dovuto all'ombreggiamento parziale: quando un'ombra copre parte di una stringa, le celle ombreggiate diventano un collo di bottiglia attuale; senza che i diodi di bypass funzionino correttamente, l'uscita dell'intera stringa diminuisce. MLPE (elettronica di potenza a livello di modulo) riduce significativamente questo effetto.
Metodologia di analisi dell'ombreggiamento
Un rigoroso processo di analisi del quasi ombreggiamento:
- Modella in 3D il sito: importare la geometria dell'edificio, le ostruzioni e la disposizione proposta nel software di simulazione; verificare il modello rispetto alle misurazioni del sito o ai dati LiDAR
- Definire gli oggetti di ombreggiatura: altezze di parapetti, unità HVAC, lucernari, camini: includere qualsiasi oggetto sopra il piano dell'array entro ~ 100 m
- Esegui la mappa dell'irradianza: calcolare l'irradianza annuale (kWh/m²) in ogni punto del piano dell'array, tenendo conto dell'irradianza diretta, diffusa e riflessa bloccata da oggetti che fanno ombra
- Applicare le perdite di schermatura elettrica: tenere conto della riduzione della tensione a livello di stringa dovuta all'ombreggiamento parziale; ciò richiede la definizione del layout delle stringhe nel modello
- Confronta la perdita per ombreggiamento con e senza MLPE: quantificare il vantaggio derivante dall'aggiunta di ottimizzatori o microinverter alle stringhe interessate dall'ombra
PVsyst contro HelioScope contro Aurora Solar
| Caratteristica | PVsyst 7.x | HelioScope | Aurora Solare |
|---|---|---|---|
| Caso d'uso primario | Studi di ingegneria/bancabili | Vendite + ingegneria | Vendite + automazione della progettazione |
| Modello di ombreggiatura 3D | Dettagliato (oggetti parametrizzati) | Importazione di Google Maps/LiDAR | LiDAR + Google Maps + immagini aeree |
| Modellazione MLPE | Tramite il fattore di disadattamento del modulo | Modalità stringa + MLPE | Simulazione a livello di modulo |
| Dati meteorologici | Meteonorm, NASA SSE, TMY personalizzato | NREL, Solargis, personalizzato | NREL, Solargis |
| Bancabilità | Standard di settore per gli istituti di credito | Accettato dalla maggior parte degli istituti di credito | Crescente accettazione |
| Curva di apprendimento | Alto (3-6 mesi per raggiungere la competenza) | Basso-medio (giorni) | Molto basso (ore) |
| Prezzo (circa) | ~$1.500/anno | ~$2.000–5.000/anno | ~$3.000–8.000/anno |
| Meglio per | Società di scala/ingegneria | Vendite commerciali C&I | Team di vendita residenziali + C&I |
PVsyst: standard industriale per gli studi bancabili
PVsyst rimane lo strumento di riferimento per le valutazioni energetiche bancabili. Istituti di credito e ingegneri indipendenti accettano i report di PVsyst perché i modelli di irradianza dello strumento, la struttura dei fattori di perdita e il motore di simulazione sono ben documentati e verificabili. Punti di forza principali:
- Cascata di perdite dettagliata (orizzonte, quasi ombreggiatura, IAM, sporco, disadattamento, cablaggio, inverter) con ciascuna perdita quantificata separatamente
- Analisi dell'incertezza Monte Carlo per le stime di produzione P50/P90
- Ampio database di inverter e moduli
- Può modellare il guadagno bifacciale del lato posteriore con input albedo
Limitazioni: curva di apprendimento ripida; La modellazione degli ostacoli 3D è parametrizzata (forme definite manualmente) anziché basata su LiDAR; meno adatto a proposte di vendita rapide.
Soglie di perdita per ombreggiamento e decisioni progettuali
Soglie pratiche per le decisioni di progettazione basate sull'analisi dell'ombreggiatura:
- <2% vicino alla perdita di ombreggiatura: nessuna azione speciale richiesta; inverter di stringa standard accettabile
- 2–5% in prossimità della perdita di ombreggiamento: considerare MLPE (ottimizzatori) per le stringhe interessate; rivedere l'orientamento delle stringhe
- 5–15% vicino alla perdita di ombreggiatura: MLPE fortemente raccomandato; riprogettare il layout delle stringhe per mantenere i moduli ombreggiati e non ombreggiati su stringhe separate
- >15% vicino alla perdita di ombreggiamento: riconsiderare il layout dell'array; alcune zone potrebbero essere antieconomiche da popolare