JRC dell’UE propone una nuova classificazione climatica per il fotovoltaico

Un gruppo del Joint Research Centre (Centro comune di ricerca, JRC) della Commissione europea ha proposto una nuova classificazione delle zone climatiche per gli impianti fotovoltaici. A differenza dei modelli precedenti, questo approccio tiene conto della resa energetica annuale e del rapporto di rendimento, rendendolo direttamente applicabile alle simulazioni, alle previsioni, alla classificazione energetica e alle politiche operative nel settore fotovoltaico.

“Questo studio presenta la prima classificazione climatica fotovoltaica che tiene conto della resa annuale e del rapporto di rendimento, rilevante per le applicazioni relative all’allocazione delle risorse fotovoltaiche e alla classificazione energetica. Offre una soluzione indipendente dalla tecnologia su scala europea e globale“, ha dichiarato a pv magazine Ana Martinez, responsabile del team scientifico dell’unità Efficienza energetica e energie rinnovabili del JRC e autrice corrispondente dello studio. ”Presenta inoltre una soluzione innovativa basata su una classificazione basata sulla distribuzione, piuttosto che su statistiche riassuntive, che racchiude la variabilità nel tempo della resa energetica fotovoltaica e fornisce informazioni sul potenziale del fotovoltaico stabile in tutto il mondo”.

Secondo Martinez, il team ha generato una classificazione applicabile a livello globale con solo 10 cluster. “Questo è il miglior compromesso tra granularità e interpretabilità. Sfida l’ipotesi che siano necessarie molte più classi per catturare la diversità climatica rilevante per il fotovoltaico e raggiunge un buon equilibrio tra lo schema a 6 classi della norma IEC 61853-4 e lo schema a 12 classi della classificazione fotovoltaica di Köppen-Geiger”, ha aggiunto Martinez.

Lo sviluppo della classificazione è iniziato con un’ampia simulazione PVGIS su tutta la terra emersa compresa tra le latitudini di −60◦ e +75◦, con una risoluzione temporale di 1 ora e una risoluzione spaziale di 0,1◦× 0,1◦. Per l’Europa è stata utilizzata una risoluzione spaziale di 0,05◦× 0,05◦; il continente è stato sottoposto a un’analisi più dettagliata nell’articolo. In entrambi i casi sono stati utilizzati 19 anni di dati climatologici storici, relativi al periodo 2005-2023. Tali simulazioni hanno utilizzato moduli fotovoltaici in silicio cristallino montati a terra rivolti verso l’equatore, con inclinazione ottimizzata per la resa annuale.

Dati tutti questi punti di riferimento, i ricercatori hanno voluto identificare le variabili climatiche che presentano una forte correlazione con i parametri di rendimento fotovoltaico, ovvero la resa energetica dell’impianto fotovoltaico (YA) e il rapporto di rendimento del modulo (MPR), senza fare affidamento a un modello specifico di modulo. Sulla base della loro simulazione, hanno scoperto che l’irraggiamento annuale (Hyear) mostra una forte correlazione con YA. Al contrario, l’MPR ha mostrato un’elevata correlazione con un nuovo parametro di temperatura del modulo ponderato in base all’irraggiamento (TW).

Inoltre, il gruppo ha sviluppato un approccio basato sulla distribuzione per tenere conto della crescente importanza della variabilità nella produzione di energia fotovoltaica. A tal fine, ha applicato la teoria del trasporto ottimale alla distribuzione dell’irraggiamento giornaliero, raggruppando in dieci cluster le località con caratteristiche di produzione giornaliera simili. “Questo metodo è più adatto per applicazioni in cui la variabilità della produzione, piuttosto che le medie annuali, è la caratteristica principale di interesse, come la produzione di energia elettrica stabile”, ha spiegato il gruppo.

“Abbiamo osservato che le regioni ad alta quota e i deserti più caldi condividono un profilo di irraggiamento giornaliero simile e uniformemente elevato, che li porta ad essere raggruppati”, ha detto Martinez. “Questo è sorprendente perché questi due ambienti hanno regimi di temperatura molto diversi e sono tradizionalmente trattati come zone climatiche separate”.

Concludendo, Martinez ha aggiunto che il gruppo ha deciso di pubblicare i dati e i modelli sviluppati per consentire ad altri ricercatori di riprodurre e anche estendere l’analisi. “La ricerca di follow-up proposta potrebbe estendere il quadro di classificazione a una gamma più ampia di configurazioni fotovoltaiche (fotovoltaico su tetto, fotovoltaico verticale, inseguimento monoassiale) e tecnologie (fotovoltaico bifacciale, tandem perovskite/c-Si), il che richiederà probabilmente l’aggiunta di nuovi parametri come l’albedo. Allo stesso modo, sarebbe utile includere considerazioni di affidabilità, come i tassi di degrado o di guasto”, ha aggiunto.

Il nuovo quadro di classificazione è stato pubblicato nell’articolo “Parametric and distribution-based definition of climatic zones for photovoltaics” (Definizione parametrica e basata sulla distribuzione delle zone climatiche per il fotovoltaico), pubblicato su Solar Energy. È stato sviluppato dai ricercatori del JRC di Ispra (VA), Italia, e dell’Università di Gottinga, Germania.

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