La mayor frecuencia de fenómenos meteorológicos extremos presiona cada vez más a la industria fotovoltaica para que diseñe centrales que puedan soportar condiciones más duras. Más allá de esto, los promotores deben tener en cuenta las posibles pérdidas derivadas de los fenómenos meteorológicos extremos y la probabilidad de que se produzcan.
Gestionar varias aplicaciones para las distintas fases de evaluación de un proyecto fotovoltaico es costoso e ineficaz. Aunque la mayoría de los promotores hace tiempo que lo aceptan como norma, el sector solar necesita una solución integral que reúna todas las funcionalidades en una sola solución.
Todos los agentes de la industria solar necesitan simular en algún momento el diseño de sus centrales y sus planes financieros. Hasta hace poco, era habitual hacerlo en función de condiciones resumidas dadas por productos de datos como los Años Meteorológicos Típicos. Sin embargo, se recomienda realizar simulaciones energéticas utilizando condiciones más realistas descritas por Series Temporales Plurianuales de datos para reducir el riesgo de los proyectos y evaluar todos los escenarios.
La modelización de la irradiancia solar consiste en calcular la cantidad de luz solar que llega a la superficie de la Tierra. Durante los eclipses, la luna obstruye la radiación solar, lo que provoca una reducción temporal de la irradiancia.
Dependiendo de la fuente y de la aplicación deseada, los datos solares pueden tener distintas resoluciones temporales, como intervalos subhorarios (1, 2, 5, 10, 15, 30 minutos) u horarios. Pero, ¿cómo se puede saber la diferencia y por qué debería importarnos?
Uno de los principales retos para los financiadores de proyectos solares es evaluar la producción de energía y los ingresos previstos de un proyecto a lo largo de su vida útil, teniendo en cuenta las incertidumbres y fluctuaciones del recurso solar.
Para diseñar proyectos fotovoltaicos óptimos, los diseñadores deben consultar datos de 1 minuto que ofrezcan la imagen más precisa del potencial y la producción de energía fotovoltaica de una planta, al tiempo que proporcionan una mayor seguridad financiera a los inversores solares.
Cada vez más promotores, operadores y propietarios de plantas solares fotovoltaicas necesitan datos de alta frecuencia (1 minuto) para realizar mejoras cualitativas a lo largo de todo el ciclo de vida de un proyecto solar.
Hace dos años, la tormenta Uri desencadenó una profunda helada sobre Texas, provocando apagones generalizados que afectaron a más de 4,5 millones de personas. Los drásticos cambios de temperatura durante la tormenta no solo redujeron la producción de gas natural y congelaron las turbinas eólicas en todo el Estado, sino que también tuvieron repercusiones generalizadas en las plantas solares.
Almacenar y distribuir la energía en el momento óptimo requiere un conocimiento extremadamente detallado de cuánta energía está generando un proyecto, tanto ahora como en el futuro inmediato. Los promotores, operadores y propietarios necesitan cada vez más datos meteorológicos y de irradiación solar de alta frecuencia (1 minuto) que les permitan tomar decisiones rápidas, precisas y rentables.
A medida que los proyectos solares crecen en tamaño y número, aumentan también los retos para integrarlos con éxito en las redes nacionales. La intermitencia de la energía solar exige una gestión cuidadosa, y los promotores de proyectos solares que producen poco o demasiado se enfrentan a restricciones y penalizaciones por parte de los operadores de la red.
En marzo de 2022, España sufrió el mayor descenso de irradiación solar de los últimos 28 años. En cambio, Alemania y los Balcanes registraron niveles de irradiación solar un 45% superiores. Estas anomalías ponen de manifiesto la necesidad de invertir en interconexiones y previsiones eficaces para apoyar la independencia energética europea.
