Valutare la futura crescita dell'energia solare in Australia con proiezioni climatiche

Rapporti scientifici volume 13, numero articolo: 11503 (2023) Citare questo articolo

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I crescenti livelli di penetrazione del fotovoltaico nella rete elettrica comportano sfide sia per la progettazione che per il funzionamento della rete a causa della sua vulnerabilità ai cambiamenti climatici. Un aspetto cruciale del funzionamento del fotovoltaico sono le rampe di potenza che portano alla variabilità e all’instabilità della rete. Con la notevole implementazione pianificata del fotovoltaico su larga scala, inclusa la più grande infrastruttura di energia solare pianificata al mondo a Powell Creek in Australia, la caratterizzazione delle rampe future è fondamentale per garantire una produzione di energia stabile a sostegno dello sviluppo economico su larga scala. Utilizzando le proiezioni CORDEX-Australasia negli scenari di emissione RCP8.5 e RCP4.5, le future rampe solari in tutta l’Australia sono state caratterizzate fino al 2100. I risultati prevedono una riduzione dell’entità della rampa in tutta l’Australia, con cambiamenti nella frequenza e nella durata del periodo che variano a seconda della posizione. Questo lavoro evidenzia l’importanza di considerare i futuri cambiamenti climatici durante la progettazione di parchi solari su larga scala per garantire l’incorporazione di dispositivi di controllo della frequenza e piani di stoccaggio per un’alimentazione elettrica affidabile.

La capacità installata dei sistemi di energia solare connessi alla rete sta rapidamente aumentando a livello globale1. Tuttavia, l’integrazione di sistemi fotovoltaici (PV) su larga scala nella rete elettrica rappresenta una sfida tecnica significativa a causa della natura variabile della risorsa solare. Le fluttuazioni dell’irradianza orizzontale globale (GHI) causate dai movimenti delle nuvole sono responsabili di periodi intermittenti di produzione di energia fotovoltaica. In una giornata di cielo sereno, si prevede che l’energia fotovoltaica generata segua una curva diurna prevedibile simile al GHI in quella località2. Tuttavia, questa curva diurna cambia bruscamente a causa dei movimenti delle nubi che possono comportare un improvviso aumento o diminuzione della produzione (chiamati rampe). Nubi cumuliformi sparse durante il bel tempo possono generare rampe che variano da secondi a minuti, mentre un mazzo di nubi a strati opachi può generare rampe che riducono la produzione di energia per diverse ore3. Pertanto, le rampe influiscono sulla quantità di elettricità generata e sull’affidabilità dei sistemi fotovoltaici. A livelli di penetrazione solare più elevati, improvvise fluttuazioni nella quantità di energia fotovoltaica prodotta possono influenzare negativamente il funzionamento dei sistemi energetici e il rapporto domanda-offerta in diversi periodi temporali4. Per soddisfare la domanda locale di elettricità, gli operatori di rete devono rispondere alle fluttuazioni dell’elettricità fotovoltaica indotte dal cloud e bilanciare la significativa generazione di surplus o deficit da parte dei generatori fotovoltaici integrati. Le rampe di durata inferiore (in secondi) possono causare sfarfallio locale della tensione, che aumenta la necessità di apparecchiature di regolazione (ad esempio, commutatori sotto carico) e quindi aumenta i costi di manutenzione. Su tempi più lunghi (in minuti), le variazioni della potenza prodotta dai pannelli fotovoltaici possono avere un impatto significativo sulla stabilità della rete e sulla qualità dell’energia5. Pertanto è essenziale identificare e prevedere la presenza di rampe per pianificare soluzioni di stoccaggio e sviluppi tecnologici nei dispositivi di controllo delle rampe.

Le rampe solari sono state studiate per diverse parti del mondo5,6,7,8 utilizzando la produzione di energia fotovoltaica2,9 o osservazioni GHI5,10. Questi studi hanno quantificato gli eventi di rampa a scala di impianto fotovoltaico e ne hanno evidenziato l’impatto sulla rete. La variabilità della potenza generata è influenzata dalle condizioni del cielo5,11,12 influenzate dagli eventi meteorologici locali2,10,13. Pochi studi hanno identificato gli eventi meteorologici localizzati responsabili della comparsa delle rampe2,9,13 e ne hanno studiato anche la variabilità stagionale e annuale9. I futuri cambiamenti nelle condizioni della copertura nuvolosa e nei modelli meteorologici dovuti ai cambiamenti climatici influenzeranno la presenza di rampe in diverse parti del mondo.

Nonostante diversi studi sulle rampe solari, la maggior parte si basa su osservazioni che durano meno di due anni. Inoltre, la ricerca precedente in questo campo è incline allo sviluppo di nuove tecniche di previsione14,15,16,17 o all'identificazione dei comportamenti di rampa su impianti fotovoltaici su larga scala specifici del sito utilizzando dati storici2,6,18. È stata condotta una ricerca minima su una scala spaziale più ampia per esaminare i modelli di distribuzione rampante. Nessuno studio è stato intrapreso per suggerire come cambieranno le proprietà della rampa di energia solare a causa del cambiamento climatico. L’Australia dispone di una delle migliori risorse solari al mondo e si è registrato un rapido aumento della diffusione del fotovoltaico sia su larga scala che su piccola scala in tutta l’Australia per raggiungere gli obiettivi di zero emissioni nette19. Con l’aumento della domanda di generazione e integrazione di elettricità solare in Australia, è essenziale comprendere la natura e l’entità di tali variazioni nell’energia fotovoltaica in tempi diversi per pianificare soluzioni di stoccaggio e una regolazione stabile della rete. Anche se in passato sono stati intrapresi pochi studi relativi alla variabilità del GHI in Australia4,20, studi limitati si sono concentrati sulle rampe di energia solare in Australia21,22, senza ad oggi studi relativi agli eventi di rampa in tutta l’Australia.

17.5% of the installed capacity) during the historical period (Fig. 1a). The ramp magnitude is projected to significantly decline ~ 0.4 to 0.5% under RCP4.5 (Fig. 1b) and > 0.45% under the RCP8.5 scenario (Fig. 1c) in the far future. Northern Australia is expected to have the highest decline in the ramp magnitude for RCP4.5. Under the RCP8.5 scenario, we expect a maximum decline in Australia's Northern and Eastern regions. We analyze the ramps at the 90th percentile to assess the extreme ramp events. The ramp magnitude at the 90th percentile (referred to as extreme ramps here) is highest near the east coast of Australia during the historical period (Fig. 1d). These extreme ramps are projected to decline throughout the country in the future for both periods under RCP4.5 and RCP8.5 emission scenarios (Fig. 1e,f). During the far future period, the magnitude decreases further under both scenarios. The highest decline occurs in the East and some parts of North Australia (up to 1.5% of the installed capacity). Additionally, it is interesting to note that even though the maximum decline in the mean ramp magnitude is in the Western part of the continent in the future, the maximum reduction in extreme ramp magnitude is projected in the East and North. This reveals that cloud-induced variability in PV generation for future periods is projected to decrease; hence, the requirement for an extensive storage facility to maintain grid stability at all times of the day will reduce./p> 200 per year) (Fig. 2d). It is predicted that there will be a slight increase in the number of extreme ramps in some parts of North and East Australia in the future, with decreases elsewhere. The maximum increases in the extreme ramps are predicted in the North and East of the continent (up to 4 per year) during the far future period under RCP4.5 (Fig. 2e), while similar increases are expected to occur only near the East (up to 6 per year) under RCP8.5 (Fig. 2f). Further, it can be noted that the spatial patterns for the changes in mean ramp frequency are similar to the changes in the extreme ramp frequency. This indicates that the peak and the tail of ramp frequency distribution will shift in a similar direction in the future. The future reduction in the number of ramp events at a location indicates that fewer onload tap-change operations will be required to maintain constant voltage, thus reducing the chances of grid imbalance and reducing the installation and maintenance costs of ramp control devices in the future. However, regions with future increases in ramp frequency require more robust ramp control devices to avoid grid instability and voltage flicker issues./p> 150 min/day) during the historical period (Fig. 3a). During the far future period, the ramping periods are projected to decrease in the West and increase in the East under both scenarios (Fig. 3b,c). There is a significant reduction in ramping periods near the West and South-Eastern Coast under both scenarios in the far future period. During the historical period, Northern Australia experienced the most extended periods of extreme ramps (Fig. 3d). It is interesting to note that the maximum increases in future extreme ramp periods are near Northern, Central and Eastern coastal regions of Australia for both scenarios (Fig. 3e,f), unlike the mean ramp periods with increases confined to Eastern Australia./p>

80 per year) by the end of the century. The mean ramping period duration is expected to significantly increase, with the increase mostly observed in Northern and Eastern Queensland under both scenarios (up to 50 h per year) by the end of the century. These changes reach up to 5% of the historical values are statistically significant near Queensland and the western and south-western regions of Australia. These are the regions where the future changes are large compared to the variability in the ensemble members. The future changes in ramp frequency and periods are higher under the RCP8.5 scenario. It is important to emphasize that the results show the dependence of ramps on future emission scenarios. Our results highlight that different emission scenarios used by regional climate models can significantly affect the magnitude of future changes in ramp characteristics. The high emission scenario RCP8.5 projects up to two times higher future changes in ramp characteristics than the intermediate emission scenario RCP4.5. Hence, it is essential to estimate the future intermittency by considering different emission scenarios to accurately assess the storage requirements for reliable and stable grid operation in the future./p>