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Méthodologie et incertitude

Méthodologie

Les modèles utilisés afin de générer les cartes sont fondés sur les données de moyennes mensuelles d’ensoleillement global quotidien de 1974-1993 (CERES, Environment et Changement climatique Canada) provenant de 144 stations météorologiques à travers le Canada. Des données additionnelles provenant de 8 stations météorologiques en Alaska (U.S. National Solar Radiation Database, 1961-1990) ont aussi été utilisées pour améliorer les modèles dans cette région. Les valeurs d’ensoleillement ont été interpolées pour tout le pays en utilisant un maillage constant (taille de maille de 60 arc secondes ~2 km) et une méthode d’interpolation par splines de type plaque mince, selon le modèle ANUSPLIN. En plus de l’ensoleillement global quotidien moyen, les modèles d’interpolation sont basés sur la position (longitude, latitude) et la quantité de précipitation (utilisée comme substitut à la couverture nuageuse).

Le potentiel photovoltaïque de systèmes photovoltaïques (PV) sans batterie raccordés au réseau a été évalué à partir des modèles d’ensoleillement pour chaque maille en utilisant un ratio de performance de 0.75. Le ratio de performance englobe et quantifie les pertes résultant de conditions d’opération non-idéales : facteurs climatiques, opération de l’onduleur et autres. Le potentiel photovoltaïque représente une approximation de premier ordre de la production moyenne attendue sur la durée de vie du système pour chaque mois et pour l'année entière. Il indique la quantité d'électricité en kilowattheures produite par kilowatt de puissance photovoltaïque installée en courant continu aux conditions d'essai standard (STC).

Incertitude

Ressource solaire

Deux mesures principales ont été utilisées pour quantifier l'incertitude des estimations de la ressource solaire présentées ici, à savoir la racine carrée de la statistique de validation croisée généralisée (RTGCV) et la racine carrée de l'erreur quadratique de modèle moyenne (RTMSE). L'écart-type de l'erreur réelle se situe généralement entre la RTMSE et la RTGCV, la RTGCV étant une estimation plus prudente qui inclut l'erreur due au bruit dans les données sous-jacentes. Pour les moyennes annuelles, la RTGCV se situe entre 0.5% et 5.3 % de la moyenne pour les différentes orientations des matrices PV, tandis que la RTMSE se situe entre 0.2% et 2.4 % de la moyenne.

Potentiel photovoltaïque

Les valeurs annuelles moyennes du potentiel PV sur la durée de vie de la plupart des systèmes devraient se situer dans une fourchette d'environ 10 % des valeurs présentées ici. Les systèmes photovoltaïques avec un fonctionnement normal ont typiquement des ratios de performance annuels au cours des premières années de fonctionnement compris entre 0.75 et 0.9. Leur performance se dégrade à un taux d'environ 0.6 % par an (voir par exemple Jordan et al. 2016) sur une durée de vie prévue de 25 ans ou plus. Comme nos estimations représentent des moyennes sur la durée de vie, les performances initiales de systèmes photovoltaïques devraient généralement se comparer favorablement à celles-ci. En ce qui concerne les valeurs mensuelles, celles-ci ne sont fournies qu’à titre indicatif et ne tiennent pas compte des variations de performance mensuelles liées aux changements de température, à la neige, à la variabilité interannuelle de la ressource solaire, etc.

Références

Pour un aperçu de la méthodologie et de l’incertitude des modèles utilisés, consultez:

Pelland, S., McKenney, D. W., Poissant, Y., Morris, R., Lawrence, K., Campbell, K. and Papadopol, P. 2006. The Development of Photovoltaic Resource Maps for Canada, In Proceedings of the Annual Conference of the Solar Energy Society of Canada (SESCI) 2006.

Un article scientifique plus détaillé est aussi disponible :

McKenney D. W., Pelland S., Poissant Y., Morris R., Hutchinson M, Papadopol P., Lawrence K. and Campbell K., 2008. Spatial insolation models for photovoltaic energy in Canada, Solar Energy 82, pp. 1049–1061.
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