Björn Müller e colegas publicaram um artigo no ISES Solar Energy Journal discutindo questões em torno da avaliação do recurso de irradiação solar no contexto de variações de longo prazo, muitas vezes referidas como “escurecimento e brilho globais”.
Eles afirmam que, tendo em vista as tendências de longo prazo que poderiam se estender além do período de observações passadas e da vida útil projetada de uma usina de energia solar, uma mudança de paradigma pode ser proposta: em vez de (ou talvez além de) usar o período mais longo possível para calcular um valor médio, apenas os 10 anos mais recentes devem ser usados como estimador da irradiação solar futura.
No seu artigo de 2014, utilizando dados do Serviço Meteorológico Alemão de oito estações de observação em toda a Alemanha com mais de 40 anos de Irradiação Horizontal Global (GHI), o período de escurecimento foi determinado como se estendendo desde o início do conjunto de dados, em 1951, até 1983, enquanto o período de melhoria começou em 1984 até o final do conjunto de dados em 2010.
Solargis® publicou recentemente um conjunto de mapas solares do GHI mostrando que a irradiação solar em 2023 foi superior à média de longo prazo (LTA) dos totais anuais de um período que vai de 1994 a 2022 (com datas de início diferentes dependendo da região). Os mapas abaixo mostram (em cima) o desvio percentual do IGF anual em 2023 versus a média de longo prazo (diferença do IGF em 2023) e (em baixo) o IGF para 2023.
Mapas regionais detalhados, abrangendo diferentes períodos dependendo da região, também estão disponíveis no site da Solargis®. O GHI é o fator climático mais importante que afeta a produção de energia das usinas solares fotovoltaicas. Ter informações confiáveis e atualizadas sobre o GHI é fundamental para entender se uma usina de energia solar está funcionando conforme o esperado ou não.
Mapas de irradiação solar mostrando valores recentes de IGF como o mapa de 2023 podem ser usados como referência preliminar e aproximada, e podem ajudar a identificar a necessidade de realizar uma avaliação energética mais detalhada caso os valores do mapa não estejam dentro da faixa de valores anteriormente esperados, ou se os valores do mapa não estiverem alinhados com as observações no local e a geração real de energia, para usinas fotovoltaicas já em operação.
Nestes casos, poderá ser necessária uma nova estimativa do recurso solar esperado a longo prazo, incluindo uma análise de variabilidade mensal atualizada, e uma revisão dos sensores de irradiância solar no local, além de uma avaliação cuidadosa de possíveis fontes de desempenho inferior em a planta fotovoltaica.
Qual é a diferença entre a produção de energia prevista, esperada e medida?
O Índice de Desempenho Energético (EPI) de uma usina de energia solar é uma métrica usada para avaliar o desempenho geral de produção de energia e a eficiência da usina. Normalmente representa a relação entre a produção real de energia da usina de energia solar e sua produção teórica ou esperada em condições ideais, considerando fatores como disponibilidade de radiação solar, perdas do sistema e fatores operacionais.
O cálculo do EPI pode variar dependendo do contexto específico e da metodologia utilizada, mas geralmente envolve a comparação da produção real de energia da usina solar durante um determinado período (como um mês ou um ano) com a produção de energia esperada com base em fatores como capacidade fotovoltaica instalada, níveis de radiação solar no local, eficiência do sistema e outros parâmetros de desempenho.
Muitas usinas fotovoltaicas de grande escala em todo o mundo apresentam desempenho insatisfatório devido a uma série de razões técnicas. O EPI em muitas usinas do grande portfólio (perto de 4 GWp) avaliado pelo laboratório Fotovoltaica/UFSC no Brasil está abaixo do desempenho esperado, em níveis comparáveis às diferenças positivas observadas nos mapas Solargis.
A imagem abaixo do Atlas Solar Brasileiro, onde todas as usinas fotovoltaicas de grande porte (5 a 1000 MW) estão sobrepostas ao mapa de irradiação solar, mostra que a maioria delas está na região onde a irradiação solar em 2023 foi de 4 a 8 % superior à média de longo prazo dos totais anuais de 1999 a 2022, anulando e mascarando o mau desempenho destes ativos.
Um recente relatório de avaliação de risco solar publicado pela kWh Analytics mostra que um em cada três ativos solares nos EUA está exagerando as estimativas P50 em mais de 5%, conforme mostrado na imagem abaixo. Na Austrália, onde durante muitos dias por ano os parques solares e eólicos são frequentemente desligados durante algumas horas devido aos preços negativos, muitas centrais fotovoltaicas de grande escala também apresentam um desempenho insatisfatório, mas é difícil desvendar esta informação.
A métrica EPI é usada no monitoramento de usinas fotovoltaicas, avaliação de desempenho e avaliação da produção de energia contratual; Certificação de produção de projetos fotovoltaicos e due diligence de usinas fotovoltaicas; Comissionamento de usinas fotovoltaicas e avaliação de desempenho em campo. Se a energia solar fotovoltaica quiser manter a sua reputação como uma classe de ativos de baixo risco com fluxos de caixa de longo prazo previsíveis e estáveis, as centrais fotovoltaicas de grande escala devem operar com níveis elevados de IPA, o que terá de ter em conta o aumento da disponibilidade de radiação solar, como mostrado em 2023.
Autores: Prof. Ricardo Rüther (UFSC), Prof. Andrew Blakers/ANU
Andrew.blakers@anu.edu.au
ruther@gmail.com
ISES, a Sociedade Internacional de Energia Solar, é uma ONG credenciada pela ONU, fundada em 1954, que trabalha em prol de um mundo com energia 100% renovável para todos, utilizada de forma eficiente e sensata.
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