Consigner les hypothèses PV avant de comparer les estimations énergétiques

Synthèse

Comparez les estimations d’énergie PV uniquement après avoir consigné les hypothèses relatives aux modules, au champ, à la météo, à l’onduleur, au bifacial, à l’albédo, à l’encrassement, à l’ombrage, à la neige et à la disponibilité utilisées dans le modèle.

Points clés

• Les estimations PVWatts dépendent des entrées et des hypothèses du modèle ; un nombre de kWh plus élevé ne signifie pas automatiquement une meilleure conception.
• Consignez la version du modèle et la source météorologique, car PVWatts V8 utilise des modèles mis à jour et des données NSRDB TMY par rapport à V6.
• Le type de module doit être documenté comme standard, premium, couche mince ou bifacial, avec la bifacialité indiquée le cas échéant.
• Le type de champ modifie la manière dont l’inclinaison, l’azimut et le GCR sont interprétés, en particulier pour les systèmes de suivi et de backtracking.
• Séparez les catégories de pertes afin d’éviter de compter deux fois les pertes liées à l’encrassement, à l’ombrage, à la neige, à la dégradation et à la disponibilité.
• Les spécifications, prix, certifications, stocks, économies et performances propres à SOLARTODO restent inconnus sauf s’ils sont étayés par des documents de projet.

Pourquoi le journal des hypothèses est important

Avant de comparer deux estimations d’énergie solaire PV, consignez d’abord les entrées de modélisation. PVWatts est conçu pour estimer la production PV à partir d’informations système de base tout en formulant des hypothèses sur les modules, le comportement de l’onduleur et d’autres éléments du système ; deux estimations peuvent donc différer parce que les entrées ont changé, et non parce qu’un fournisseur propose un meilleur produit. [SAM PVWatts System Design, n.d.] PVWatts V8 utilise également des données météorologiques mises à jour ainsi que des modèles améliorés pour les modules, les onduleurs et les effets thermiques par rapport à Version 6 ; les comparaisons doivent donc identifier la version du modèle ainsi que les hypothèses système. [PVWatts V8 API, n.d.]

Pour les achats B2B, la pratique la plus sûre consiste à traiter toute estimation énergétique préliminaire comme un résultat de modèle, et non comme une production garantie. Les sources fournies ne donnent pas de spécifications de modules SOLARTODO, d’historiques de déploiement, de certifications, de stocks, de prix, d’économies ni de garanties de performance. Ces éléments doivent être marqués comme inconnus jusqu’à ce qu’ils soient étayés par un devis de projet, une fiche technique, un rapport d’essai, un contrat ou une simulation spécifique au site.

Hypothèses de modules à consigner

Consignez la puissance nominale DC en kWdc, car PVWatts définit la puissance nominale système comme la puissance DC du champ aux conditions d’essai standard. [SAM PVWatts System Design, n.d.] Consignez également le type de module. PVWatts propose dans l’API des options de modules standard, premium et à couche mince, et l’aide SAM indique que les types de modules standard, premium et à couche mince utilisent des rendements nominaux approximatifs de 19%, 21% et 18%, respectivement. [PVWatts V8 API, n.d.; SAM PVWatts System Design, n.d.]

Ne supposez pas que les modules premium produisent toujours une production annuelle ou mensuelle plus élevée dans une comparaison à capacité identique. L’aide SAM indique que, dans certaines conditions d’irradiance et météorologiques, le type de module premium peut fonctionner avec un rendement inférieur à celui des types standard ou à couche mince, et qu’un système identique à l’exception du type de module peut afficher une production légèrement plus élevée avec des modules standard. [SAM PVWatts System Design, n.d.] Ce que l’on peut affirmer à partir de la source est plus restreint : pour la même puissance nominale en kW, les modules premium nécessitent moins de surface que les modules standard ou à couche mince. [SAM PVWatts System Design, n.d.]

Si des modules bifaciaux sont modélisés, consignez les hypothèses de bifacialité et d’albédo. PVWatts V8 a ajouté une option de module bifacial et des entrées pour l’albédo. [PVWatts V8 API, n.d.] L’API définit la bifacialité comme le rapport entre le rendement de la face arrière et le rendement de la face avant, et indique que les valeurs typiques se situent entre 0.65 et 0.9 lorsqu’elles sont fournies sur la fiche technique du module bifacial. [PVWatts V8 API, n.d.] SAM indique que, pour PVWatts, il suppose un facteur de bifacialité de 0.7, un facteur de transmission de 0.013 et une hauteur de garde au sol de 1 meter. [SAM PVWatts System Design, n.d.] Si la fiche technique réelle du module du projet n’est pas disponible, le statut correct est inconnu, et non déduit.

Hypothèses de géométrie du champ et de suivi

Consignez le type de champ, l’inclinaison, l’azimut et le ratio de couverture du sol. PVWatts V8 prend en charge les types de champs fixed open rack, fixed roof mounted, 1-axis, 1-axis backtracking et 2-axis. [PVWatts V8 API, n.d.] L’inclinaison doit être comprise entre 0 et 90 degrees dans l’API, tandis que l’azimut doit être au moins égal à 0 et inférieur à 360 degrees. [PVWatts V8 API, n.d.]

Le type de champ modifie la manière dont les entrées sont interprétées. Pour les champs fixes, l’inclinaison et l’azimut définissent l’orientation du module. Pour le suivi à deux axes, SAM ignore l’inclinaison et l’azimut, car le tracker définit l’orientation pour suivre le soleil. [SAM PVWatts System Design, n.d.] Pour les systèmes fixed open rack et 1-axis, PVWatts utilise le ratio de couverture du sol pour estimer les pertes d’auto-ombrage ; pour le 1-axis backtracking, il utilise le GCR pour déterminer quand reculer le suivi. [SAM PVWatts System Design, n.d.] Le GCR ne s’applique pas aux types de champs fixed roof mount ou 2-axis tracking dans l’aide SAM. [SAM PVWatts System Design, n.d.]

Ne copiez pas une règle d’inclinaison ou d’azimut d’un hémisphère à l’autre sans vérifier la condition source. L’aide SAM indique qu’au nord de l’équateur, un champ fixe orienté vers le sud utilise un azimut de 180 degrees, tandis qu’au sud de l’équateur, un champ fixe orienté vers le nord utilise un azimut de 0 degrees. [SAM PVWatts System Design, n.d.]

Hypothèses de pertes à séparer

Les pertes doivent être consignées par catégorie lorsque cela est possible, car PVWatts/SAM peut combiner plusieurs catégories de pertes en une perte système totale. L’aide SAM répertorie l’encrassement, l’ombrage, la neige, le mismatch, le câblage, les connexions, la dégradation induite par la lumière, la puissance nominale, l’âge et la disponibilité comme catégories de pertes. [SAM PVWatts System Design, n.d.] PVWatts V8 dispose également d’une entrée API pour les pertes système totales et d’une entrée mensuelle distincte d’encrassement qui réduit l’irradiance incidente. [PVWatts V8 API, n.d.]

Évitez le double comptage. Si des pertes mensuelles d’encrassement sont spécifiées, SAM indique que la catégorie de perte DC système liée à l’encrassement peut devoir être définie sur zéro. [SAM PVWatts System Design, n.d.] Si des pertes d’ombrage direct et diffus sont spécifiées, la perte d’ombrage dans Losses doit être définie sur zéro. [SAM PVWatts System Design, n.d.] Si le modèle neige est activé, la catégorie de perte neige peut devoir être définie sur zéro. [SAM PVWatts System Design, n.d.] Si la dégradation est représentée ailleurs, la perte Age doit être définie sur zéro ; si les pertes d’exploitation sont représentées par des pertes de disponibilité système, la perte Availability doit être définie sur zéro. [SAM PVWatts System Design, n.d.]

Comparer les estimations équitablement

Un tableau de comparaison équitable doit inclure la version du modèle, le jeu de données ou fichier météo, l’entrée de localisation, la capacité du système, le type de module, le ratio DC-to-AC, le rendement de l’onduleur, le type de champ, l’inclinaison, l’azimut, le GCR, la bifacialité, l’albédo, l’encrassement, l’ombrage, la neige et les hypothèses de disponibilité. Les champs de réponse de PVWatts V8 peuvent rapporter les entrées, avertissements, erreurs, informations de station, production AC annuelle, production AC mensuelle, rayonnement solaire et facteur de capacité, ce qui permet d’auditer ce qui a été simulé. [PVWatts V8 API, n.d.]

La source météorologique doit faire partie de la comparaison. PVWatts V8 met à jour les données météorologiques vers des données 2020 TMY issues de la NSRDB pour les emplacements couverts par cette base de données, tandis que Version 6 utilisait des données météorologiques NSRDB datant d’environ 2015. [PVWatts V8 API, n.d.] L’API peut utiliser des jeux de données incluant NSRDB, TMY2, TMY3 et des données de stations internationales, et la réponse station_info identifie la source de données météorologiques utilisée dans la simulation. [PVWatts V8 API, n.d.]

Recommandation : pour un projet PV B2B au stade de la demande, exigez que chaque estimation fournisseur joigne son journal d’hypothèses avant de comparer les kWh, le facteur de capacité, le retour sur investissement ou le dimensionnement du stockage. Si une affirmation n’est pas traçable aux mêmes entrées de modèle, au même emplacement, à la même source météorologique et aux mêmes dates ou à la même version de jeu de données, marquez-la comme non comparable plutôt que de sélectionner le nombre le plus élevé.

Questions fréquentes

Que faut-il consigner avant de comparer des estimations d’énergie PV ?

Consignez la version du modèle, la source météorologique, l’emplacement, la capacité du système, le type de module, le type de champ, l’inclinaison, l’azimut, le GCR, les hypothèses d’onduleur, l’albédo, la bifacialité et les hypothèses de pertes.

Pourquoi la version de PVWatts est-elle importante ?

PVWatts V8 utilise des modèles de modules photovoltaïques, d’onduleur et d’effets thermiques mis à jour, ainsi que des données météorologiques NSRDB TMY plus récentes pour les emplacements couverts, par rapport à V6.

Peut-on supposer que les modules premium produisent plus d’énergie ?

Non. L’aide SAM indique que les modules premium peuvent produire une sortie légèrement inférieure à celle des modules standard ou à couche mince dans certaines conditions d’irradiance et météorologiques.

Quand faut-il consigner la bifacialité ?

Consignez la bifacialité chaque fois qu’une option de module bifacial est modélisée, car PVWatts la définit comme le rendement de la face arrière divisé par le rendement de la face avant.

Le GCR s’applique-t-il à tous les types de champs ?

Non. L’aide SAM indique que le GCR est utilisé pour fixed open rack, 1-axis et 1-axis backtracking, mais ne s’applique pas à fixed roof mount ni au suivi 2-axis.

Comment les hypothèses de pertes peuvent-elles être comptées deux fois ?

Un double comptage peut se produire si le même effet est saisi à la fois comme entrée spécifique du modèle et comme catégorie générale de perte, par exemple l’encrassement, l’ombrage, la neige, l’âge ou la disponibilité.

Une seule règle d’azimut peut-elle être utilisée partout dans le monde ?

Non. L’aide SAM distingue les exemples d’orientation de champs fixes au nord de l’équateur et au sud de l’équateur ; l’hémisphère et l’emplacement du projet doivent donc être vérifiés.

Qu’est-ce qui reste inconnu à partir des sources fournies ?

Les spécifications produit SOLARTODO, les déploiements de projets, les certifications, les stocks, les prix, les économies et les garanties de performance ne sont pas étayés par les documents PVWatts et SAM fournis.

Références

• Documentation PVWatts V8 API : utilisée pour les paramètres de requête PVWatts V8, les jeux de données, la bifacialité, l’albédo, l’encrassement, les champs de réponse, les limites de débit et les mises à jour du modèle/de la météo V8. — https://developer.nlr.gov/docs/solar/pvwatts/v8/
• Aide SAM PVWatts System Design : utilisée pour les hypothèses de type de module, le ratio DC-to-AC, le rendement de l’onduleur, l’orientation du champ, le GCR, les pertes, le bifacial, l’albédo, l’ombrage, la neige et les recommandations de disponibilité. — https://samrepo.nlr.gov/help/pvwatts_system_design.html