07 Maggio 2009
 

SolarBIM PV

Il simulatore per gli impianti fotovoltaici di Mc4Software

Perchè scegliere SolarBIM?

In commercio si trovano diversi SW per la progettazione e l’analisi di impianti fotovoltaici.
Perché scegliere SolarBIM?

SolarBIM è stato progettato tenendo conto della necessità di implementare due funzionalità essenziali:

  1. La reale simulazione oraria del sistema impianto-utenza-rete, con esecuzione oraria dei bilanci energetici e determinazione oraria delle energie rilevanti per le transazioni economiche;
  2. L’esecuzione di un business plan che tenesse conto dettagliatamente di norme e criteri peculiari del Mercato Elettrico Italiano.

L’impianto fotovoltaico viene scelto infatti per la sua performance economica, che può essere calcolata in maniera seria ed affidabile solo se:

  1. è attendibile la stima delle energie rilevanti per le transazioni economiche (energia prodotta, ceduta in rete, acquistata da rete)
  2. è fedele e rigorosa la ricostruzione degli algoritmi adottati dagli operatori del mercato elettrico (distributori, traders, Terna, GSE) per valorizzare le energie di cui al punto precedente.

Oggi, nessun altro strumento è in grado di recepire ed integrare obbiettivi ed esigenze di cui sopra. SolarBIM diventa quindi l’unica scelta possibile.

Alcuni nostri concorrenti propongono dei reali simulatori orari, che però, nella parte di analisi economica, non consentono di ricostruire le dinamiche complesse delle regole italiane di mercato elettrico.

Altri nostri concorrenti utilizzano algoritmi di calcolo che forniscono risultati su base mensile, con i quali non è possibile eseguire fedelmente e dettagliatamente i calcoli economici richiesti dalle regole del mercato elettrico italiano, necessari per un business plan affidabile e coerente con quanto avviene realmente.

 

Con SolarBIM l’impianto è come se fosse reale

C’è un gran bella differenza di complessità e di affidabilità tra un reale simulatore orario ed uno strumento di calcolo mensile. SolarBIM è un reale simulatore orario e stima la producibilità dell’impianto calcolando in sequenza, per ciascuna ora di ciascun anno del periodo di analisi

  1. l’irradiazione solare sul piano orizzontale;
  2. i coefficienti di ombreggiamento dovuti ad ostacoli lontani e vicini e/o alle ombre tra file parallele
  3. l’irradiazione solare sul piano dei moduli
  4. la temperatura istantanea dei moduli, in funzione del tipo di installazione dei medesimi, dell’irraggiamento istantaneo su di essi, della temperatura istantanea esterna
  5. il rendimento istantaneo dei moduli
  6. l’energia prodotta in uscita dai moduli
  7. l’energia prodotta in ingresso nell’inverter
  8. l’eventuale energia prodotta persa per intervento del limitatore dell’inverter
  9. il rendimento istantaneo dell’inverter
  10. l’energia prodotta in uscita dall’inverter
  11. l’energia richiesta dall’utenza
  12. la quota di energia prodotta autoconsumata dall’utenza
  13. l’eventuale energia acquistata/ceduta da/verso rete

Se il business plan richiede un orizzonte, ad esempio, di 30 anni, il calcolo sarà eseguito ex-novo per un numero di volte pari al numero di ore presenti in tale periodo, cioè:

8760 ore/anno x 30 anni = 262.800 volte!

Ovviamente è necessario disporre di dati climatici orari su base annua (8760 valori). SolarBIM utilizza infatti i dati orari italiani del DB di Energy Plus, con la possibilità di “normalizzarli”, in modo che restituiscano gli stessi parametri mensili disponibili sulla UNI 10349.

L’approccio orario di SolarBIM è quindi molto oneroso in termini di complessità e ponderosità di calcolo, ma restituisce risultati estremamente affidabili e coerenti con la realtà, e, soprattutto, conduce ad un risultato di calcolo orario autonomo ed indipendente per ciascuna ora dell’anno e per ciascun anno. Ad esempio, alle ore 12.00 del 24 giugno dell’anno x, il risultato del bilancio energetico orario sarà differente da quello delle ore 12.00 del 24 giugno dell’anno (x+1), perché, ad esempio, è intervenuto il deterioramento dei moduli e/o perché il progettista ha stimato una riduzione globale del consumo dell’utenza per l’anno (x+1) rispetto all’anno x.

Un metodo mensile, invece, segue una logica di calcolo molto più banale e molto meno precisa. In particolare, per ogni giorno medio mensile, si stima:

  1. l’irradiazione solare sul piano orizzontale;
  2. i coefficienti di ombreggiamento
  3. l’irradiazione solare sul piano dei moduli

In questo caso i dati di climatici di partenza non sono orari ma sono giornalieri medi mensili (UNI 10349, ENEA). Il rendimento dei moduli viene preso costante e pari a quello dichiarato dal costruttore “in condizioni MPP”. All’utente viene richiesto di stimare, direttamente o indirettamente, un rendimento BOS (Balance of System), che deve tener conto di tutto (perdite in inverter, cavi, mismatch, temperatura, ecc.) e che sarà assunto costante. Si calcola quindi l’energia in uscita dall’inverter nel giorno medio mensile, dalla quale si ricava quella complessiva mensilmente prodotta, semplicemente moltiplicando l’energia giornaliera per il numero di giorni del mese. La differenza tra l’energia consumata dall’utenza in un mese e l’energia prodotta dall’impianto nel medesimo mese, sarà l’energia mensile acquistata dalla rete. Se tale differenza dovesse rivelarsi negativa, essa esprimerà l’energia mensile ceduta in rete.

Un primo limite molto pesante del metodo mensile, che porta a scarsa affidabilità dei risultati di producibilità, sta nel fatto che il rendimento dei moduli ed il rendimento BOS sono tutt’altro che costanti e variano notevolmente di ora in ora. Infatti, com’è noto, i moduli, a seconda della loro temperatura, possono rendere in maniera molto differente da quella dichiarata in condizioni STC e l’inverter ha una sua curva di rendimento, che, ai carichi parziali che si manifestano di ora in ora, può dare rendimenti molto diversi da quelli in condizioni nominali. Ne deriva che la producibilità dell’impianto calcolata col metodo mensile sarà molto meno coerente con la realtà rispetto a quella ottenibile con una accurata simulazione oraria.

Un secondo limite sta nel fatto che il metodo mensile non fornisce il dettaglio orario delle energie prelevate/cedute in rete, essenziale per poter valorizzare tali energie alla luce dei recenti e complessi criteri dettati dal mercato elettrico italiano (prezzi orari zonali di borsa, prezzi per fascia, ecc.)

 

Il business plan di SolarBIM “pensa” esattemente come il GSE

La bolletta dell’energia, domestica o industriale che sia, è qualcosa di molto complesso. L’energia elettrica non è come le patate: non si paga un tanto a kWh. Ci sono molti costi da coprire, ciascuno con le sue logiche e criterio di calcolo. Se poi di energia “ne abbiamo da vendere”, ecco che qualcuno, il GSE in primis, è disposto a comprarcela, ma con strutture di prezzo e criteri di valorizzazione complessi, che non possono essere sintetizzati in un unico numero esprimibile in €/kWh. Il ritiro dedicato ex delibera AEEG n.280/07, il nuovo scambio sul posto ex delibera AEEG n.74/08 sono due esempi di criteri di valorizzazione dell’energia ceduta in rete che, per essere materialmente applicati, richiedono la medesima mole di dati orari di energie prodotte/cedute/prelevate di cui effettivamente dispone il GSE.

SolarBIM, grazie al suo simulatore orario, consegna al suo modulo di analisi economica gli stessi dati orari di bilancio energetico che il GSE riceve nella realtà dai misuratori in campo. Il business plan di SOLARBIM elabora questa rilevante quantità di dati (8760 diversi dati/anno per ciascuna tipologia di energia, prodotta, acquistata, ceduta) esattamente come lo farebbe il GSE, per produrre le stesse quantificazioni economiche che il sistema informativo del GSE esegue nella realtà. Ecco che quindi sia il ritiro dedicato sia il nuovo scambio sono gestiti fedelmente all’approccio reale, consentendo, tra l’altro, l’importazione dei reali prezzi di borsa IPEX della zona di mercato in cui è installato l’impianto.

SolarBIM implementa ovviamente anche l’algoritmo di calcolo del “vecchio scambio sul posto”, consentendo all’utente di valutare velocemente l’impatto economico della migrazione dal vecchio scambio sul posto al nuovo scambio sul posto, impatto tutt’altro che scontato. Vediamo, a riguardo, un caso reale, frequentissimo e nel contempo emblematico delle potentissime funzionalità del prodotto MC4.

Consideriamo un impianto parzialmente integrato da 3 kWp, installato a Torino, sulla falda di un tetto esposto a Sud, con inclinazione di 36°. L’utenza è domestica, con tariffa monoraria in maggior tutela D2, con consumo serale nei feriali e diurno nel week end. I moduli seguono un degrado di 1% all’anno per 20 anni. La vita prevista dell’impianto è di 30 anni, durante i quali il carico dell’utenza segue delle variazioni comprese entro il ±10% del carico del primo anno di vita (fig.0). Quale sarebbe stata la performance economica dell’impianto con il “vecchio scambio sul posto”? Nella figura 1a di seguito è riportato il risultato. In figura 1b è evidente come, per ogni annualità, il calcolo sia stato eseguito coerentemente con i dettami della delibera AEEG n.28/06, con la puntuale determinazione dei saldi annui e degli eventuali saldi positivi scaduti dopo i tre anni. In figura 1c, è possibile “tastare” l’effetto reale del vecchio scambio sul posto: il costo evitato di acquisto dell’energia da rete si incrementa in presenza di scambio sul posto (linea blu rispetto a linea gialla), in quanto tutta l’energia che ho immesso in rete l’anno precedente, mi viene scalata dall’energia che ho effettivamente prelevato nell’anno corrente.

Con SolarBIM possiamo subito rispondere alla domanda che sicuramente innumerevoli volte ci si sarà sentiti porre dai clienti: cosa cambia adesso con il “nuovo scambio sul posto”? Nella figura 2a la risposta: il tempo di ritorno attualizzato sale da circa 10 anni a quasi 14 anni, il rendimento del nostro investimento, ovvero il “tasso di rendimento interno”, scende dal 10% al 7%, il VAN scende da circa 17.500 € a poco più di 7.800 €!


figura 0

 


figura 1a

 


figura 1b

 


figura 1c

 


figura 2a

 


figura 2b

Anche per il nuovo scambio sul posto, SolarBIM fornisce il dettaglio di calcolo annuale di tutti gli elementi che concorrono a formare il c.d. “contributo in conto scambio”, come illustrato in figura 2b.

E se per un impianto da 190 kWp, in ritiro dedicato nel 2008, si volesse determinare la convenienza a passare al nuovo scambio sul posto nel 2009?

Consideriamo ad esempio un impianto parzialmente integrato da 190 kWp, installato a Torino, sulla falda di un tetto esposto a Sud, con inclinazione di 29°. L’utenza è una palazzina uffici, potenza disponibile di 350 kW, sul mercato libero con un contratto a tre fasce. I moduli seguono un degrado di 1% all’anno per 20 anni. La vita prevista dell’impianto è di 30 anni, durante i quali il carico dell’utenza segue delle variazioni comprese entro il ±10% del carico del primo anno di vita. Quale sarebbe la performance economica dell’impianto migrando da ritiro dedicato a nuovo scambio sul posto? In figura 3 sono riportati i risultati dell’analisi eseguita per il caso del ritiro dedicato, mentre in figura 4 troviamo la performance economica nel caso del nuovo scambio sul posto. Si nota la sostanziale invarianza economica per le due opzioni, per la situazione esaminata. In questo caso sarebbe pertanto consigliabile suggerire al cliente il mantenimento del regime di ritiro dedicato, anche perché, in caso di future impreviste riduzioni di consumo dell’utenza, potrebbero maturare crediti in regime di scambio sul posto che non potrebbero essere monetizzati immediatamente, in quanto vietato dalla normativa attuale (delibera AEEG n.74/08).


figura 3

 


figura 4

Scegliere gli inverter è questione di soldi: SolarBIM ti dice quanti!

Il rapporto tra la potenza espressa dal campo fotovoltaico in condizioni STC e la potenza nominale dell’inverter lato AC deve assumere un valore compreso in un range ragionevole, affinchè l’inverter non dissipi troppa energia per l’intervento del limitatore di potenza e, nel contempo, non sia troppo costosamente sovradimensionato. SOLARBIM, unico nel suo genere, grazie all’accurata simulazione oraria di ogni componente dell’impianto è in grado di guidare il progettista verso una scelta tecnico-economica ottimale. Infatti il programma, nel calcolo della producibilità, tiene conto dell’intervento del limitatore dei potenza ed esegue la stima delle conseguenti perdite per mancata conversione nell’inverter.

Con riferimento al caso più sopra citato dell’impianto per la palazzina uffici in regime di nuovo scambio sul posto, possiamo calcolare accuratamente quale delle seguenti due opzioni è quella più performante economicamente:

  1. inverter di maggior potenza, con maggior costo di primo investimento, ma con minori perdite di conversione per intervento del limitatore oppure,
  2. inverter di minor potenza, con minor costo di primo investimento, ma con maggiori perdite di conversione per intervento del limitatore.

In figura 5 è riportata la situazione delle perdite al limitatore per l’opzione 1, corrispondente ad un fattore di dimensionamento (potenza campo DC @ STC/potenza nominale inverter AC) di circa 110%. Le perdite sono trascurabili. I tre inverter costano complessivamente circa 110.000 €. La performance economica dell’opzione 1 è riportata in figura 6.

In figura 7 è riportata la situazione delle perdite al limitatore per l’opzione2, corrispondente ad un fattore di dimensionamento (potenza campo DC @ STC/potenza nominale inverter AC) di circa 127%, con una potenza ed un costo degli inverter di circa il 14% inferiore rispetto all’opzione 1. Nonostante le norme di buona tecnica diano grossolanamente un range di accettabilità del fattore di dimensionamento fino al 120%, ci si accorge che, in questo caso, si può andare ragionevolmente oltre tale limite, in quanto le perdite per intervento del limitatore rimangono contenute. Grazie all’economia sull’acquisto degli inverter e sulle loro sostituzioni periodiche, il cliente dell’impianto potrà beneficiare di una performance economica apprezzabilmente migliore dell’impianto, come illustrato in figura 8.

Senza il conforto della simulazione eseguita con SolarBIM, che ci ha in questo caso rassicurato sul contenimento delle perdite al limitatore anche nell’opzione 2 più economica, non ci saremmo spinti con tranquillità ad accoppiare il campo fotovoltaico e gli inverter con un fattore di dimensionamento superiore al 120%!


figura 5

 


figura 6

 


figura 7

 


figura 8

Con SolarBIM il business plan è… privo di ombre!

SolarBIM è in grado di tener conto graficamente e nei bilanci energetici degli effetti causati sulla produzione dell’impianto sia dalle ombre che le file parallele di moduli si proiettano reciprocamente, sia dalle ombre portate da ostacoli all’orizzonte. Questa funzionalità è estremamente utile, per l’ottimizzazione della disposizione fisica dei moduli.

Facciamo riferimento ancora all’esempio della palazzina uffici. L’impianto, situato a Torino, è composto da 1.152 moduli, inclinati di 29°, esposti a sud, questa volta disposti sulla copertura orizzontale della palazzina, organizzati in 6 file parallele, larghe circa 152 m. Ci si chiede quale possa essere la distanza minima tra le file affinchè in pianta il campo stia dentro un’area di dimensione 152 m x 14 m, mantenendo però il tempo di ritorno dell’investimento sotto i 15 anni.

Con SolarBIM si possono allora fare diversi tentativi di calcolo, per cercare la configurazione che soddisfa i vincoli posti. Ad esempio, disponendo le file con un passo di 4 m, si avrebbe un ombreggiamento tra file in alcune ore dei giorni invernali, come illustrato in figura 9a (area azzurra). In pianta il generatore occuperebbe un area rettangolare in pianta di 152 x 21,3 m (figura 9b). Il tempo di ritorno calcolato con SOLARBIM sarebbe di circa 14,1 anni (figura 9c).

Si ritenta allora il calcolo con un passo tra le file di 3 m. L’ombreggiamento nelle ore dei giorni invernali diventa più pronunciato (figura10). L’area rettangolare in pianta diventerebbe di 152 m x 16,3 m. Il tempo di ritorno calcolato con SolarBIM sarebbe di circa 14,4 anni.

Si esegue infine il calcolo con un passo tra le file di 2,5 m. L’ombreggiamento diventa quello di figura 11. L’area rettangolare in pianta diventerebbe di 152 m x 13,9 m. Il tempo di ritorno calcolato con SolarBIM sarebbe di circa 14,8 anni. Questa sarebbe pertanto la configurazione che soddisfa i vincoli richiesti.


figura 9a

 


figura 9b

 


figura 9c

 


figura 10

 


figura 11

Per maggiori informazioni potete inviare una e-mail al nostro ufficio commerciale, oppure telefonare allo
011 3032370
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