La plupart des panneaux solaires affichent toujours 80 % de production au bout de 30 ans

D’après pv magazine International

Sous l’égide du Département de l’Énergie des États-Unis, les laboratoires Sandia National viennent d’achever une étude de cinq ans sur la dégradation des modules solaires dans leurs premiers stades de vie. Cette étude a passé en revue 834 modules PV, de 13 types différents et provenant de sept fabricants, utilisés sur le terrain dans trois climats.

Le rapport, récemment paru dans Progress in Photovoltaics, s’est penché sur 23 systèmes au total. Six d’entre eux ont enregistré des taux de dégradation qui leur permettront de dépasser les limites fixées par la garantie du panneau, tandis que 13 systèmes ont démontré leur capacité à allonger leur durée de vie au-delà de 30 ans. L’étude définit la « durée de vie » comme la période sur laquelle la production électrique d’un panneau est supérieure à 80 % de son taux de production initial.

D’après ce document, le coût des modules a chuté de 85 % depuis 2010, en raison des économies d’échelle, de l’efficacité accrue au niveau de la conception des cellules, de l’automatisation des chaînes de production, des modules plus grands et des modifications dans la nomenclature des composants tels que les films arrière. Le rapport indique que la baisse des coûts aurait contribué à faire du solaire un élément central des infrastructures énergétiques mises en place aujourd’hui, mais souligne que des coupes franches dans les coûts de conception et les changements de matériaux pourraient entraîner une détérioration des taux de dégradation, ce qui, par ricochet, pourrait contrebalancer bon nombre de points positifs résultant de ces modules moins chers.

L’étude indique que la dégradation n’est pas du tout linéaire dans le temps et que des variations saisonnières sont à observer sur certains types de modules. Les valeurs moyennes et médianes des taux de dégradation, respectivement de −0,62 %/an et −0,58 %/an, sont cohérentes avec les taux mesurés sur des modules plus anciens.

Selon le rapport, la part de marché des différents types de cellules a radicalement changé ces dernières années. En 2018, les modèles classiques avec un champ de surface arrière en aluminium (Al-BSF) représentaient jusqu’à 90 % de la production mondiale de cellules solaires. En 2020, la part de marché de l’Al-BSF est tombée à seulement 15 %, contre 80 % de cellules à haute efficacité telles que les cellules PERC (cellule à contact arrière à émetteur passivé), PERL (cellule à émetteur arrière passivé localement diffus), PERT (cellule à émetteur arrière passivé entièrement diffus), SHJ (cellule à hétérojonction au silicium) et TOPCon (cellule à contacts passivés à oxyde tunnel).

Les chercheurs précisent que les données de terrain sur le long terme sont peu nombreuses pour ces nouvelles technologies de cellules et de modules. Ils ont donc cherché à pallier ce manque de données en étudiant sur la durée chacune de ces technologies sur le terrain.

Les variations en termes de puissance nominale allaient de −3,6 % à 4 % avec une stabilisation de puissance initiale variant de −3,3 % à +0,6 %. Les mesures de la tension de contournement ont montré des performances variables, amplifiées en fonction des saisons.

Dans l’ensemble, les travaux de recherche ont mis au jour des taux de dégradation du même ordre de grandeur que les valeurs observées de 1979 à 2014 sur des technologies PV classiques plus onéreuses. L’étude conclut que les taux de dégradation des modules ne semblent pas pâtir de la forte baisse des coûts enregistrée ces dix dernières années, du moins en ce qui concerne les modules étudiés.

Traduction assurée par Christelle Taureau.