Un guide pour comprendre les pertes de production solaire

D’après pv magazine Etats-Unis

Lorsqu’on investit dans le solaire, l’un des principaux objectifs consiste à en maximiser la production. Aurora Solar, entreprise leader dans la conception solaire et fournisseur de logiciels de performance, a publié un guide pour bien comprendre les causes premières des pertes en énergie dans les systèmes PV, et comment les éviter.

KWh Analytics, une entreprise d’assurance contre les aléas climatiques et de gestion des risques liés aux énergies renouvelables, a publié son indice Solar Generation Index pour 2022, lequel indique que les performances des installations solaires sont, dans l’ensemble, en-dessous des niveaux attendus. Les systèmes installés depuis 2015 ont en effet enregistré des performances de 7 % à 15 % en-dessous des attentes, avec quelques variations régionales. Comment éviter ces mauvaises performances ?

Le Ultimate Guide to PV System Losses d’Aurora Solar reprend les concepts de performance solaire de base, comme les répercussions de l’inclinaison, de l’orientation et de l’ombre sur les mesures de production. Ce guide explique la façon dont un équipement dépareillé peut entraîner des pertes, et passe en revue les effets des modificateurs d’angles d’incidence, les pertes au niveau des caractéristiques nominales des modules, etc.

Inclinaison et orientation

L’angle d’inclinaison des panneaux a une incidence sur la quantité de rayonnement solaire que le système reçoit sur une année. D’après le rapport d’Aurora, incliner le dispositif vers l’équateur permettra de maximiser l’irradiation incidente, ce qui favorise la production.

Tirer le meilleur parti de l’angle d’incidence solaire est également important du point de vue de la production. L’angle d’incidence correspond à l’angle formé par la surface du panneau avec les rayons du soleil. Il a des répercussions sur la quantité de lumière qui passe à travers le verre à l’avant du panneau.

Selon Aurora, ces pertes, que l’on mesure à l’aide du modificateur de l’angle d’incidence, représentent généralement entre 3 et 4,5 %. Pour comprendre les effets du modificateur de l’angle d’incidence, on utilise le modèle DeSoto.

Obstruction

Les salissures et l’accumulation de terre et d’autres saletés à la surface du panneau sont l’une des principales causes de perte d’énergie dans certaines régions. Dans les zones où la saison sèche est longue, elles peuvent causer jusqu’à 5 % de pertes. Lorsque les dépôts de salissures sont fréquents, cela peut même rajouter 1 à 2 % à ce chiffre ; dans les endroits situés près de grands axes routiers, les pertes sont généralement 1 % plus importantes. Selon Aurora, dans les régions où il pleut toute l’année, les pertes dues aux salissures sont d’environ 2 %.

D’après les paramètres de performance du National Renewable Energy Laboratory (NREL), des pertes liées aux salissures de 5 % seraient courantes aux États-Unis. Selon un modèle du NREL, effectuer un nettoyage annuel sur un système présentant des pertes par salissures de 1,9 % permettrait de réduire ces pertes à environ 1,5 %. Deux nettoyages annuels feraient passer les pertes moyennes à 1,3 %, et trois nettoyages annuels les amèneraient à 1,2 % par an en moyenne. Il est possible de consulter ici une analyse géographique du NREL concernant les répercussions des salissures.

Les oiseaux et leurs fientes constituent un autre problème pour la production. Les fientes d’oiseaux obstruent de façon substantielle une ou deux cellules, et peuvent ne pas être éliminées par la pluie. Sur les modules sans diodes by-pass, une ou deux cellules entièrement obstruées pourraient même entraîner l’arrêt du module tout entier. Aurora conseille un nettoyage manuel rapide des fientes d’oiseaux.

La neige est un autre facteur d’atténuation des performances. Une étude du NREL a calculé des pertes allant de 10 à 30 % pour les systèmes à inclinaison fixe. Le facteur neige pouvant être difficile à modéliser avec précision sur une base annualisée, Aurora recommande de le mesurer au format mensuel. Une étude géographique des pertes estimées liées à la neige pour différentes inclinaisons de panneaux est à lire ici.

Autre aspect critique de la performance des systèmes : l’ombre. Aurora compare une cellule solaire ombragée à un bouchon dans un tuyau. Lorsqu’une cellule est à l’ombre, le courant qui passe dans l’ensemble des cellules en string est réduit. Certains panneaux sont équipés de diodes by-pass intégrées, lesquelles permettent au dispositif de « sauter par-dessus » la cellule ombragée ; le prix à payer est de renoncer à la production d’électricité qui aurait pu être récupérée à partir de cette cellule. Cliquez ici pour retrouver une analyse menée par l’Université de Stanford sur les effets de l’ombre.

Aurora suggère d’utiliser l’électronique de puissance au niveau du module (MLPE) ou des micro-onduleurs pour éviter les pertes liées à l’ombre.

Pertes liées à l’environnement

Les coefficients de température constituent un autre facteur à prendre en compte pour la performance. Le coefficient de température mesure le pourcentage d’énergie perdue pour chaque degré Celsius supplémentaire au-dessus de la température de référence de 25°C.

Certains matériaux de toiture absorbent davantage la chaleur que d’autres, ce qui a des répercussions sur les performances. Les angles formés par les panneaux peuvent modifier la température, et selon Aurora, les panneaux à plat montent généralement plus en température. Le type de panneau fait aussi une différence. Ainsi, les panneaux à couche mince affichent en général un coefficient de température plus faible que les panneaux solaires monocristallins ou polycristallins.

Modules

Les modules montés sur des systèmes à strings longs ou dépareillés peuvent perdre 0,01 % à 3 % supplémentaires sur la production totale. Dans son modèle, Aurora table sur 2 % pour cette catégorie de perte. Les modules dépareillés avec une tolérance de puissance limitée peuvent entraîner 1 % de pertes supplémentaires.

La dégradation induite par la lumière se produit lorsque les caractéristiques électriques des cellules solaires au silicium cristallin se modifient au moment où elles sont exposées à la lumière. Les pertes, qui se produisent au cours des premières heures de l’exposition du panneau neuf, vont de 0,5 % à 1,5 %.

Les pertes de puissance nominale d’un module représentent la différence entre la puissance théorique du module et ses performances réelles dans des conditions de test standard. Aurora avance que les modules modernes n’enregistrent aucune perte dans cette catégorie, la plupart d’entre eux affichant des performances fidèles aux résultats des tests standard.

Toutefois, certains fournisseurs indiquent une gamme de performance, appelée « tolérance de puissance », généralement exprimée en une fourchette de pourcentage. Par exemple, un panneau de 250 W avec une tolérance de puissance de +/- 5 % peut produire entre 237,5 W et 262,5 W.

Câbles

Les pertes au niveau des câbles contribuent généralement à hauteur de 2 % aux pertes du système. Si le projet fait intervenir des câbles plus épais sur des petites distances, il est possible que ce chiffre soit plus proche de 1 %.

« Plusieurs facteurs peuvent entraîner une baisse de tension dans les circuits, notamment les connexions, les fusibles et les résistances. Les différences de longueur ou de taille de câbles entre les strings en parallèle peut aussi engendrer une baisse de tension », indique Aurora.

D’après une étude du NREL, les pertes liées aux connexions peuvent représenter 0,5 % de pertes supplémentaires. Les connecteurs de câbles et les diodes by-pass présentent en effet des imperfections physiques pouvant entraîner des résistances, et donc de petites baisses de tension.

Onduleurs

Le rendement des onduleurs mesure l’efficacité de la conversion de l’électricité CC en courant CA. Les fabricants d’onduleurs fournissent un rendement nominal maximum pour des performances dans des conditions idéales ainsi qu’un rendement nominal pondéré des performances dans différentes conditions.

« Il est important de bien regarder le rendement pondéré, car le rendement d’un onduleur ne sera pas le même en fonction de la capacité qu’il porte. La plupart des onduleurs atteignent leur maximum à environ 20 % de charge puis baissent légèrement lorsque la charge atteint la tension d’entrée nominale maximum », précise le rapport d’Aurora.

L’écrêtage des onduleurs se produit souvent pendant les jours les plus ensoleillés. Lorsque le courant continu qui sort des panneaux excède la quantité de courant CC que l’onduleur est en mesure de convertir, on assiste à des pertes par écrêtage. Le NEC Validation Report d’Aurora donne des éléments permettant de trouver la taille adaptée pour les onduleurs.

Divers

PVWatts, le modèle de calcul des performances des systèmes accessible au public, table par défaut sur une perte de disponibilité du système de 3 %. D’après Aurora, les systèmes équipés de dispositifs d’alerte pour l’exploitation et la maintenance ou les défaillances peuvent réduire les pertes de disponibilité à seulement 0,5 %. Ces pertes concernent l’arrêt ou la défaillance des onduleurs, les coupures sur le réseau et tout autre événement qui déconnecte le système PV.

La dilatation et la contraction thermiques, les rayons UV et les dommages causés par les particules apportées par le vent réduisent aussi la production au fil du temps. Les garanties production des fabricants de panneaux solaires fournissent une estimation de la production conservée à terme malgré la dégradation des panneaux.

Traduction assurée par Christelle Taureau.