Energy Trading
e Asset Performance Analysis.
Vi forniamo tutti gli strumenti
per essere liberi!
Caso studio:
Analisi di funzionamento del sistema
di monitoraggio installato presso un
impianto fotovoltaico
befreenergy.com
1
1
Indice
1. Premessa
1.1 Cenni normativi
1.2 Aspetti contrattuali
pag.3
2. Descrizione dell’impianto e degli strumenti
pag.6
3. Descrizione dell’attività e analisi dei dati
3.1 Comparazione dei sistemi di rilevazione dell’Irraggiamento
3.2 Comparazione delle misure di radiazione giornaliera
3.3 Analisi della Disponibilità reale dell’impianto
pag.7
4. Conclusioni
pag.16
1.Premessa
Facendo seguito alla pubblicazione del primo White
Paper “L’importanza delle rilevazioni dei dati ambientali per
una corretta valutazione delle prestazioni di un impianto
fotovoltaico”, pubblichiamo ora i risultati di un caso studio
svoltosi nei mesi di settembre ed ottobre 2015 presso un
impianto fotovoltaico con potenza pari a 996,4 kWp sito
nella provincia di Piacenza.
L’analisi dei dati di funzionamento dell’impianto fotovoltaico,
ricavati da report periodici redatti dal manutentore, ha
fatto emergere alcuni dubbi sulla correttezza degli stessi
nel produttore, che ha pertanto richiesto l’esecuzione
di una perizia tecnica al fine di valutare l’attendibilità
della strumentazione utilizzata per la rilevazione di dati
ambientali rilevanti, quali irraggiamento e radiazione solare.
Tali parametri vengono utilizzati per la determinazione
Figura 1: Vista dell’impianto da foto satellitare
3
del Performance Ratio (PR) dell’impianto e, quindi, della
Disponibilità per il calcolo di eventuali premialità/penalità,
il tutto in accordo con la normativa tecnica corrente e con
quanto definito nel contratto O&M in essere.
Al fine di verificare la bontà qualitativa dei dati rilevati, è
stato installato presso l’impianto un secondo sistema di
acquisizione dei parametri ambientali: la stazione meteo
SolarBug di BeFree.
I risultati di tali misurazioni, ritenute attendibili in quanto
rilevate con strumentazione certificata da Ente terzo
(Accredia) e conforme alla normativa vigente, sono state
successivamente confrontate con i dati rilevati dal sistema di
monitoraggio permanentemente installato presso l’impianto.
Si presentano qui di seguito i risultati dell’analisi effettuata.
1.1 Cenni normativi
NORMA CEI EN 61724 – linee guida per la misura, lo scambio e l’analisi dei dati dei sistemi fotovoltaici
Come illustrato nel precedente White Paper di BeFree “L’importanza delle rilevazioni dei dati ambientali per una corretta valutazione
delle prestazioni di un impianto fotovoltaico”, la norma CEI EN 61724 specifica che:
“I dati relativi all’irraggiamento vengono registrati sul piano della schiera di moduli per essere utilizzati
nell’analisi delle prestazioni del sistema fotovoltaico. Possono anche essere registrati i dati sul piano
orizzontale per consentire il confronto con dati metereologici standard provenienti da altri luoghi[...].
La precisione dei sensori di irraggiamento, compreso il condizionamento del segnale, deve essere
migliore del 5% della lettura”.
La stazione meteo SolarBug, installata per l’analisi del sistema, rispetta i requisiti previsti dalla norma, sia per la precisione dei
sensori utilizzati, sia per il corretto posizionamento ai fini del rilievo dei dati di irraggiamento.
1.2 Aspetti contrattuali
La manutenzione dell’impianto fotovoltaico è regolata da un contratto di O&M che prevede la corresponsione di premi o
penalità in funzione della Disponibilità annua dell’impianto definita come segue:
Definizione: si definisce Disponibilità il rapporto tra i kWh prodotti effettivi (anno solare) come misurati dal contatore ed i kWh
teoricamente producibili dall’impianto in funzione dell’irraggiamento effettivo rilevato in campo.
Formula per il calcolo della Disponibilità:
Dove:
Energia misurata dal contatore di produzione del cetificato;
Radiazione solare media annua rilevata in loco mediante stazione con errore di precisione inferiore a
±5% [kWh/mq];
Potenza nominale di picco dell’impianto [kWp], da intendersi come somma della potenza di picco
erogata da ciascun modulo fotovoltaico alle condizioni standard di test STC ( AM=1,5 - E=1000 W/mq T=25°C ) misurata in Watt;
Grandezza adimensionale che definisce l’efficienza del processo di trasformazione dell’ energia solare
in energia elettrica ovvero il Rendimento del sistema di Conversione nel suo complesso concordato
contrattualmente all’80%;
Grandezza adimensionale che definisce l’efficienza dei moduli fotovoltaici nel tempo così come
espresso nella nota tecnica del costruttore allegata al Contratto.
4
Sulla base del valore di Disponibilità ottenuto, vengono determinate le premialità/penalità che O&M contractor e produttore
devono corrispondersi, fissate secondo i valori seguenti:
Determinazione delle penalità:
Se:
Dove:
•
•
= Incentivo GSE + Tariffa energia
Tariffa energia = media ponderata dell’energia fatturata nel corrente anno
Determinazione della premialità:
Se:
Dove:
•
•
1 : corrisponde alla Disponibilità del 100%
= Incentivo GSE + Tariffa energia
•
Tariffa energia = media ponderata dell’energia fatturata nel corrente anno
•
Bonus: percentuale concordata a contratto pari a 25%.
5
2.Descrizione dell’impianto e degli strumenti
L’impianto fotovoltaico esaminato nel presente documento, entrato in esercizio nel 2012, è ubicato in provincia di Piacenza.
È costituito complessivamente da 4.240 moduli fotovoltaici per una potenza nominale pari a 996,400 kWp.
Si tratta di un impianto fisso a terra orientato a sud e installato con un’inclinazione di 28°.
Per la rilevazione dei dati ambientali di irraggiamento sono presenti sul campo:
•
3 SOLARIMETRI, di seguito nominati “Solarimetro 1”, “Solarimetro 2” e “Solarimetro 3”.
Marca: Kipp & Zonen modello: SP Lite 2
Installati presso le estremità est delle vele delle file di moduli
•
2 CELLE DI RIFERIMENTO, di seguito nominate “Cella 1” e “Cella 2”
(Marca e modello non specificati)
Installati presso le estremità est delle file di moduli
L’irraggiamento di riferimento è calcolato come valore medio dei tre solarimetri, con eventuale impiego delle celle come
valore di backup.
I cinque strumenti sopra descritti sono tutti installati con gli stessi angoli di tilt e azimut dei moduli fotovoltaici dell’impianto.
Il costruttore Kipp&Zonen dichiara che i propri solarimetri sono comparabili a piranometri di classe 2, quindi con
un’incertezza giornaliera inferiore al ±10%, tipica di questa tipologia di strumenti.
Le celle di riferimento hanno invece incertezza giornaliera maggiore del 10%.
È importante notare che nessuno degli strumenti installati sul campo rispetta i vincoli imposti dalla normativa di
riferimento CEI EN 61724 (inferiore a ±5%) e dal contratto di O&M ( Irr_eff n calcolata da stazione meteo con errore di
precisione inferiore a ±5%).
Riportiamo di seguito le foto di alcuni strumenti di misura come installati in sito.
Figura 2: vista del solarimetro installato presso l’impianto
Figura 3: vista del solarimetro e della cella di riferimento
installati presso l’impianto
Tutta la strumentazione di misura è interfacciata tramite Datalogger, attraverso collegamenti in cavo. I solarimetri, che hanno un’uscita
in tensione, proporzionale al livello di irraggiamento, sono accessoriati con un convertitore di segnale definito AmpBox. Questi sono
collegati al sistema di monitoraggio attraverso un multiswitch che raccoglie i segnali dei 3 diversi strumenti per poi inviarli al Datalogger
attraverso linea seriale. Le celle di irraggiamento sono connesse al sistema di monitoraggio tramite collegamento seriale.
6
3.Descrizione dell’attività e analisi dei dati
Al fine di verificare la correttezza dei dati ambientali rilevati dagli strumenti installati in campo, con particolare riferimento alle
eventuali premialità legate al contratto O&M, il 25/09/2015 è stato installato presso l’impianto la stazione meteo SolarBug di
BeFree, certificata Accredia e composta da:
•
•
•
•
•
•
un piranometro di classe 1, conforme allo standard ISO9060, WMO e IEC-17025, avente un’incertezza di misura
inferiore al 5%, così come indicato dalla normativa di rifermento, e con un range tipico di misura di 0÷2000 W/m2;
un sensore di temperatura dell’aria;
un Datalogger compatto a bassissimo consumo (<0,2W) con sistema operativo Linux programmabile da remoto;
una Sonda Rogowsky per la misurazione di correnti alternate;
un Multimetro per la conversione di unità di misura elettromagnetiche con grado di precisione D2;
quadro e componentistica di assemblaggio.
Il piranometro del SolarBug è stato installato sul piano dei
moduli (azimut=0°, tilt=28°).
Tale posizionamento non è conforme alle specifiche della
normativa in quanto il piranometro è soggetto ad effetti di
riflessione e rifrazione che aumentano l’imprecisione (per
un approfondimento vedasi il White Paper “L’importanza delle
rilevazioni dei dati ambientali per una corretta valutazione delle
prestazioni di un impianto fotovoltaico”). Tuttavia, la scelta di tale
posizione è stata voluta dalla committenza.
Di seguito si riportano le considerazioni emerse dal confronto
tra misure di irraggiamento (misurazione istantanea di potenza
solare [W] per unità di superficie [m2] - IRR) e di radiazione
giornaliera (integrale dell’irraggiamento - RAD) registrate in un
arco temporale di 15 giorni consecutivi da tutti gli strumenti di
misura presenti in campo.
3.1.Comparazione dei sistemi di rilevazione
dell’ Irraggiamento
È opportuno premettere che, essendo l’irraggiamento un
fenomeno continuo e soggetto a rapide variazioni di intensità,
è molto complesso confrontare l’andamento puntuale del
valore di irraggiamento rilevato da più sensori e acquisito
da diversi sistemi di datalogger. Per superare tale criticità è
necessario eseguire un’analisi statistica dei dati, accettando
così un margine di incertezza nel risultato (NB: l’incertezza è
inversamente proporzionale alla qualità degli strumenti di
misura).
Confrontando i trend giornalieri dell’irraggiamento registrati
7
dagli strumenti di misura emerge una non perfetta sincronia
temporale tra gli istanti di campionamento dei diversi sensori
presenti in campo.
Ciò appare con maggior evidenza in occasione di giornate
caratterizzate da trend fortemente irregolari, dovuti a
condizioni meteorologiche variabili, nelle quali si registrano
dinamiche diverse (si veda, ad esempio, la registrazione del
27.09.2015, figura 6).
Questo, come già affermato in precedenza, comporta delle
difficoltà per l’analisi dei dati.
Nel grafico sottostante si riportano le curve di irraggiamento registrate dagli strumenti di misura nell’arco di due giornate con
condizioni metereologiche differenti (26.09.2015 stabile; 27.09.2015 variabile).
Figura 4: confronto tra i valori di irraggiamento registrati dai tre solarimetri e dal SolarBug nel corso
della giornata 26/09/2015
Figura 5: confronto tra i valori di irraggiamento registrati dai tre solarimetri e dal SolarBug nel corso
della giornata 27/09/2015
8
Figura 6: confronto tra i valori di irraggiamento registrati dalle due celle e dal SolarBug nel corso della
giornata 26/09/2015
Figura 7: confronto tra i valori di irraggiamento registrati dalle due celle e dal SolarBug nel corso della
giornata 27/09/2015
9
Dalla comparazione delle misure rilevate in occasione di
giornate serene, nelle quali le curve di irraggiamento hanno un
andamento più regolare (come ad esempio in data 26.9.2015,
figura 5), il Solarimetro 2 sembra essere sufficientemente
allineato alle misure del SolarBug, mentre il Solarimetro 1
e il Solarimetro 3 indicano misurazioni significativamente
inferiori.
misurazioni non attendibili, così come rilevato nel caso in
esame.
Come accertato in seguito, tale errore di misura è dovuto
principalmente all’errato accoppiamento hardware tra i
due solarimetri e le rispettive AmpBox, invertiti in fase di
montaggio. Infatti, il costruttore del solarimetro dichiara che
ogni sensore deve essere associato esclusivamente alla propria
AmpBox (come da specifica tecnica di fornitura), la quale
funge sia da convertitore di segnale che da regolatore dello
stesso. Ogni solarimetro è caratterizzato da una differente
curva di risposta all’irraggiamento e necessita quindi di una
calibrazione specifica da realizzare tramite la cosiddetta
AmpBox, che amplifica o attenua il segnale in base alla curva
di risposta del sensore al variare del valore di irraggiamento.
La costante riportata sul solarimetro diventa, quindi, propria
del complesso costituito da solarimetro+AmpBox. Ad ogni
solarimetro, in sede di fornitura, viene associata una ed
una sola AmpBox, tramite l’assegnazione della costante di
conversione al solarimetro; nel caso in cui non si rispetti lo
specifico accoppiamento lo strumento di misura fornirà
Per confrontare i dati di irraggiamento, è necessario definire
il parametro R risultante dal rapporto tra la misura del
solarimetro installato in campo e la misura del SolarBug
rilevata nello stesso momento. Tale parametro R assumerà
valori vicini a 1 quando le misure dei due strumenti saranno
allineate mentre si discosterà da 1 in caso contrario.
Anche per quanto riguarda le celle (figure 7-8), solo la Cella
1 sembra in parte allineata al SolarBug, mentre è molto
evidente la discrepanza dei dati registrati dalla Cella 2 rispetto
a quanto rilevato dal sistema SolarBug.
Analizzando il Solarimetro 2 e rappresentando il parametro
R ottenuto a diversi valori di irraggiamento in un piano
dove l’ascissa definisce i valori di irraggiamento e l’ordinata
rappresenta il parametro R, si può notare che la distribuzione
dei punti sul piano presenta una maggiore densità a ridosso
dell’ordinata unitaria. Questo si verifica in particolar modo
per valori di irraggiamento prossimi ai 1000 W/m2. Con un
irraggiamento inferiore è però evidente un’ampia dispersione
del parametro R, che assume valori in un intervallo molto più
ampio [0,2 - 2], a riprova dell’inaffidabilità di un solarimetro a
fotodiodo rispetto ad un piranometro di classe 1.
Figura 8: distribuzione dei valori di irraggiamento Solarimetro 2/SolarBug
10
Ripetendo l’analisi anche per il Solarimetro 1 e il Solarimetro 3 appare evidente che i valori del parametro R risultano
nettamente inferiori ad 1 anche per un irraggiamento prossimo ai 1000 W/m2. Anche in questi due casi la dispersione dei valori
del parametro R è molto ampia.
Figura 9: distribuzione dei valori di irraggiamento Solarimetro 1/SolarBug
Figura 10: distribuzione dei valori di irraggiamento Solarimetro 3/SolarBug
Sulla base di quanto sopra esposto, appare evidente che il Solarimetro 1 ed il Solarimetro 3 forniscono sistematicamente
un dato di irraggiamento inferiore al valore rilevato dalla stazione meteo SolarBug. Il Solarimetro 2 è mediamente
allineato al SolarBug, pur tuttavia perdendo in precisione per irraggiamenti medio-bassi.
11
3.2.Comparazione delle misure di radiazione giornaliera
Riportiamo di seguito la tabella, ed il relativo grafico delle radiazioni giornaliere registrate dagli strumenti di misura presenti in
campo e dal SolarBug nel periodo 25/09/2015 - 10/10/2015.
Data
RAD
SOLARBUG
RAD
CELLA 1
RAD
CELLA 2
RAD
SOLARIMETRO 1
RAD
SOLARIMETRO 2
RAD
SOLARIMETRO 3
(Wh/m )
(Wh/m )
(Wh/m )
(Wh/m )
(Wh/m )
(Wh/m )
25/09/2015
6.471,92
6.178,26
5.435,61
5.926,25
6.464,25
5.857,25
26/09/2015
4.087,33
3.862,72
3.494,12
3.652,00
3.957,75
3.624,00
27/09/2015
4.809,34
4.324,51
3.792,36
4.778,50
5.349,50
4.762,00
28/09/2015
4.479,08
4.185,01
3.674,47
4.136,50
4.589,50
4.050,50
29/09/2015
5.856,33
5.454,51
4.907,11
5.044,75
5.607,00
5.134,50
30/09/2015
1.177,25
1.153,20
1.054,49
1.127,75
1.221,00
1.083,75
01/10/2015
466,25
486,34
488,87
456,00
497,75
428,50
02/10/2015
2.344,50
2.106,03
1.977,00
2.161,25
2.421,25
2.142,50
03/10/2015
2.242,00
2.135,41
1.802,35
2.149,75
2.343,50
2.053,50
04/10/2015
3.385,88
3.197,79
2.784,28
3.040,50
3.285,25
2.905,75
05/10/2015
700,58
749,82
749,47
621,50
676,50
587,75
06/10/2015
5.434,17
5.283,55
4.606,87
5.195,00
5.629,25
5.056,50
07/10/2015
6.082,50
5.802,42
5.120,59
5.605,75
6.060,75
5.490,00
08/10/2015
4.629,75
4.515,93
3.909,65
4.172,50
4.529,75
4.137,50
09/10/2015
4.053,50
3.861,05
3.411,20
3.684,25
3.976,75
3.581,25
10/10/2015
5.782,83
5.500,60
4.670,20
5.268,50
5.754,75
5.254,00
Totale
62.003
58.797
51.879
57.021
62.365
56.149
Tabella 1: radiazioni giornaliere registrate dai vari strumenti di misura
12
Figura 11: istogramma dei valori di radiazione solare registrata dai diversi strumenti
Analizzando i dati di radiazione solare registrata nelle diverse giornate di misurazione emerge che:
•
Il Solarimetro 2 ed il SolarBug risultano allineati come già
osservato al paragrafo precedente. Nell’intero periodo di
test il Solarimetro 2 misura una radiazione complessiva
pari a 62,365 kWh/m2 equivalente ad un +0,58% rispetto
alla misura del SolarBug.
•
Il Solarimetro 1 e il Solarimetro 3 forniscono misurazioni
di radiazione solare allineate tra loro, ma sensibilmente
inferiori rispetto alla stazione meteo SolarBug. Le misure
sono rispettivamente inferiori del –8,03% e del –9,44%.
Come già affermato, tali errori sono principalmente
dovuti all’errato accoppiamento hardware tra solarimetro
e corrispettiva AmpBox.
13
•
La Cella 1 registra una misura di radiazione inferiore
rispetto al SolarBug del –5,17%. Considerando il principio
di funzionamento delle celle rispetto allo strumento
campione si può affermare che le misure rilevate dalla
Cella 1 rientrino nel margine di incertezza tipico dello
strumento (incertezza del 10%).
•
La Cella 2 fornisce risultati ampiamente discordanti
rispetto alle misure del SolarBug: l’errore misurato è pari
al -16,32%.
3.3.Analisi della Disponibilità reale dell’impianto
In seguito all’analisi sopra esposta, si è potuto riscontrare un errore medio nel dato complessivo di irraggiamento del -5,63%
dei tre solarimetri rispetto alla stazione meteo SolarBug di BeFree.
Supponendo che tale errore sia rappresentativo della reale differenza mensile di misura tra i due tipi di strumenti (solarimetri
e SolarBug), sono stati ricalcolati tutti gli indicatori di Disponibilità sulla base del nuovo irraggiamento ottenuto moltiplicando il
dato registrato dai solarimetri in campo per il fattore 1,0563 (cioè si aggiunge al dato di irraggiamento rilevato dai solarimetri
il 5,63% di irraggiamento in più).
Tabella 2: tabelle di confronto della Disponibilità ottenuta dall’irraggiamento rilevato dai tre
solarimetri e dall’irraggiamento corretto
14
Nella tabella 2 si confrontano i dati dell’irraggiamento rilevato dal monitoraggio dell’impianto (tre solarimetri) e il ricalco con il
fattore correttivo desunto dall’analisi comparativa con il SolarBug.
Sono riportati in dettaglio, per i due casi:
•
•
•
•
Mese a cui si riferiscono i dati;
Misura della radiazione mensile rilevato e corretto [kW/m2];
Energia prodotta dall’impianto [kW/h];
EMG: energia minima garantita, che si calcola come
dove :
η MOD è il coefficiente di decadimento previsto dei moduli pari a 93,9% per il periodo in oggetto
η BOS è il valore garantito di conversione BOS fissato contrattualmente a 80%
•
•
DELTA Energia vs EMG: differenza tra l’Energia realmente prodotta e l’energia minima garantita (EMG);
Il coefficiente di Performance Ratio - PR.
Dai dati elaborati in tabella si ottengono i valori di penalità/bonus previsti da contratto di O&M, secondo le formule seguenti:
•
Premio:: si calcola solo se
seguente modo
Nel caso in cui ciò accada il premio, misurato in Euro, si calcola al
dove il FIT (feed in tariff ) è stato preso pari a 0,318 Euro/kWh e il RID pari a 0,038 Euro/kWh;
•
Penalità: si calcola solo se
seguente modo
Nel caso in cui ciò accada la penalità, misurata in Euro, si calcola al
dove il FIT (feed in tariff ) è stato preso pari a 0,318 Euro/kWh e il RID pari a 0,038 Euro/kWh.
15
4.Conclusioni
L’analisi del sistema di monitoraggio delle condizioni ambientali effettuata presso l’impianto fotovoltaico in esame consente di
trarre alcune considerazioni sull’importanza della precisione degli strumenti di misura dell’irraggiamento (vedasi White Paper
“L’importanza delle rilevazioni dei dati ambientali per una corretta valutazione delle prestazioni di un impianto fotovoltaico”), oltre che
indicazioni specifiche sulla gestione della misura presso l’impianto verificato.
Per impianti di produzione di energia elettrica la cui fonte di energia è il sole, avere un valore di misurazione della fonte primaria
impreciso porta a sovra o sottostimare le performance dell’impianto e, di conseguenza, ad analisi predittive, sia economiche
che di produzione, non corrette.
Una sottostima dell’irraggiamento porta a sopravvalutare il rendimento dell’impianto, che nella pratica si traduce in interventi
manutentivi più dilazionati, mancati guadagni e premialità economiche da dover corrispondere all’O&M contractor. Viceversa,
una sovrastima dell’irraggiamento induce ad intervenire in modo straordinario sull’impianto di produzione con manutenzioni
anche dove non strettamente necessario e con risultati di miglioramento delle performance minimi, alla ricerca di anomalie
che non sussistono.
Nel caso considerato si è scelto di intervenire installando in campo un sistema di rilevazione dei valori metereologici di
alta precisione (errore < ±5%), la stazione meteo SolarBug di BeFree certificata Accredia, con cui poter fare una valutazione
comparativa con i due sistemi di rilevazione dell’irraggiamento già presenti nel parco fotovoltaico.
Il primo sistema di rilevazione della radiazione solare installato dal costruttore per il calcolo della Disponibilità, così come definita
dal contratto di O&M, era costituito da 2 celle poste sul piano dei moduli, aventi errore medio sulla misura di irraggiamento
maggiore del ±10%.
Successivamente, per rispondere alle richieste di controllo della proprietà, sono stati installati tre solarimetri Kipp&Zonnen
paragonabili a piranometri di classe 2 con errore medio inferiore al ±10%, anch’essi posizionati sul piano dei moduli, atti a
fornire una comparazione con la misura di irraggiamento rilevata dalle celle.
È da evidenziare che né le celle, né i solarimetri scelti soddisfano i requisiti riportati nel contratto O&M, che prevede il rilievo della
radiazione solare annua con una precisione sulla misura inferiore al ±5%, e allo stesso modo non rispondono alla normativa CEI
EN 61724 (errore sempre entro il limite del ±5%).
Dal confronto dei dati di irraggiamento registrati nel periodo di test dai solarimetri e dalle celle con quelli del SolarBug è emersa
la discrepanza tra i valori misurati dagli strumenti in sito. In particolare, per una cella si è registrato un errore medio maggiore
del –15%, mentre per due dei tre solarimetri installati è risultato un errore del –8% e del –9%.
Da un controllo tecnico più accurato si è accertato che i due solarimetri erano stati montati in modo scorretto (errato
accoppiamento tra piranometro e corrispondente AmpBox), incrementando l’errore sulle misure di irraggiamento di
riferimento, ottenuto come media dei valori di irraggiamenti letti dai tre strumenti.
Ne è derivata una sovrastima della Disponibilità dell’impianto per l’anno di esercizio e la corresponsione da parte della proprietà
di premi non dovuti.
Come evidenziato dal raffronto riportato nella tabella 2 per il periodo di riferimento (ott. 2014 – sett. 2015), dall’irraggiamento
misurato dai tre solarimetri si è generata una premialità di 10.830€, che si annulla totalmente se si correggono i valori di
irraggiamento applicando l’errore medio del –5,63%, ottenuto prendendo a riferimento il SolarBug. Qualora invece il valore di
irraggiamento per il calcolo della Disponibilità fosse stato rilevato con le celle, l’errore di misura avrebbe generato una quota
premio (non dovuta) pari quasi al doppio di quella rilevata con i solarimetri.
16
BeFree Srl
Via Cappello, 12/B
San Pietro in Gu (Padova)
C.f. e P.iva 04922990280
N°Rea PD-428907
(+39) 049 7967291
[email protected]
[email protected]
www.befreenergy.com
befreenergy.com
17
17
