Source: reglobal.co
Rapport 2022 sur l'indice des modules PV du Renewable Energy Test Center (RETC)
Ceci est un extrait du rapport 2022 sur l'indice des modules PV du Renewable Energy Test Center (RETC). Le rapport sur l'indice des modules PV de cette année explore trois sujets interdépendants - les modules PV de type n, la criminalistique sur le terrain et les conditions météorologiques extrêmes - qui démontrent certains des risques techniques inévitables associés au développement de projets solaires. Ces sujets d'actualité éclairent également la valeur d'une approche de la gestion des risques axée sur les données.
Évaluation de nouveaux modules PV de type N
La capacité continue de l'industrie solaire à réduire les coûts tout en améliorant les performances est l'une des principales raisons pour lesquelles l'énergie solaire représentait la plus grande part de la nouvelle capacité de production d'électricité aux États-Unis en 2021. Cette tendance est mieux illustrée par les changements continus apportés à la conception des modules et aux technologies cellulaires. L'année dernière, par exemple, le RETC a exploré les avantages et les défis du développement et du déploiement de modules grand format, qui, selon de nombreux analystes, domineront le marché dans les années à venir. Cette année, le RETC surveille de près une autre tendance technologique qui gagne rapidement du terrain et est acceptée par le marché, la montée en puissance des cellules photovoltaïques de type n de nouvelle génération avec des contacts passivants.
Montée de TOPCon
De nombreux analystes de l'industrie et scientifiques des matériaux pensent que les conceptions émergentes de cellules PV de type n sont la prochaine progression logique sur la feuille de route de la technologie PV. En 2013, des chercheurs de l'Institut Fraunhofer pour les systèmes d'énergie solaire en Allemagne ont présenté une méthode de production de cellules solaires en silicium de type n à haut rendement avec une nouvelle structure de contact passivé à l'oxyde tunnel (TOPCon). Grâce à une excellente passivation de surface et à un transport efficace des porteurs, cette nouvelle conception de cellule a obtenu des notes élevées pour la tension en circuit ouvert (Voc), le facteur de remplissage et l'efficacité. Moins d'une décennie plus tard, TOPCon est le mot le plus à la mode dans le solaire. Les plus grands fabricants de modules au monde commencent la production en série de modules PV avec des cellules TOPCon. Alors que LONGi Solar parie gros sur TOPCon de type p, de nombreuses autres sociétés de modules de premier plan, telles que Jinko Solar, Jollywood Solar Technology, JA Solar et Trina Solar, font des investissements substantiels dans des modules avec des conceptions de cellules TOPCon de type n. Ce pivot collectif sur le marché est principalement dû à l'aplatissement des courbes d'efficacité des modules d'émetteur passivé de type p et de cellule à contact arrière (PERC). Bien que ceux-ci aient dominé le marché ces dernières années, les fabricants commencent à atteindre les limites physiques des conceptions de cellules mono PERC de type p. La transition vers les cellules TOPCon de type n permettra aux fabricants de modules d'augmenter encore l'efficacité des cellules en laboratoire et dans la production de masse.
Avantages des cellules de type N
Les fabricants de panneaux solaires reconnaissent depuis longtemps les avantages potentiels des cellules photovoltaïques de type n en matière d'efficacité. Par exemple, Sanyo a commencé à développer des cellules photovoltaïques à technologie à hétérojonction de type n (HJT) dans les années 1980. De plus, SunPower a construit ses cellules PV à contact arrière interdigité (IBC) sur une base de silicium de type n de haute pureté. En raison des complexités de fabrication impliquées, les modules photovoltaïques à haut rendement basés sur des conceptions de cellules HJT et IBC de type n sont relativement coûteux à produire et restent une niche du marché. En comparaison, la fabrication de cellules TOPCon de type n est très similaire au procédé PERC. En conséquence, les fabricants peuvent produire ces modules TOPCon haute efficacité de nouvelle génération sur des lignes de production PERC améliorées.
Bien que les modules TOPCon de type n actuels coûtent légèrement plus cher à produire par watt que les modules PERC mono de type p, les gains d'efficacité se traduisent par un coût actualisé de l'énergie (LCOE) inférieur dans les déploiements sur le terrain à grande échelle. Mieux encore, les principaux experts s'attendent à ce que TOPCon de type n bénéficie d'une courbe d'apprentissage accélérée. Un avantage matériel principal des cellules TOPCon de type n par rapport aux cellules mono PERC de type p est un taux de dégradation plus faible en raison d'une sensibilité réduite à la fois à la dégradation induite par la lumière (LID) et à la dégradation induite par la lumière et la température élevée (LeTID). Des avantages supplémentaires peuvent inclure un facteur de bifacialité plus élevé, ainsi qu'une performance améliorée dans des conditions de faible luminosité et de haute température.
Risques d'adoption précoce
La plupart des analystes s'attendent à ce que les modules dotés de cellules TOPCon de type n augmentent rapidement leur part de marché sur la base de ces avantages en termes de performances. Cependant, les technologies émergentes de cellules photovoltaïques, même celles qui ont finalement fait leurs preuves sur le terrain, comportent invariablement plus de risques que les technologies matures et éprouvées. Jusqu'à ce que les produits soient déployés à grande échelle, il existe un potentiel de mécanismes de dégradation encore inconnus. Aujourd'hui, par exemple, des ingénieurs et des financiers indépendants considèrent les modules PV mono PERC de type p comme une technologie stable et à faible risque. Cette évaluation n'a pas toujours été une opinion consensuelle. Les premières versions des modules mono PERC avaient des problèmes de stabilité, en particulier LID et, dans de rares cas, LeTID. Ces modes de dégradation mono PERC inattendus démontrent les risques de performances auxquels les premiers utilisateurs sont confrontés avec les nouvelles technologies.
Alors que les cellules PV TOPCon de type n se sont avérées résistantes au LID et au LeTID, il existe des preuves de la sensibilité à la dégradation induite par les ultraviolets. Par exemple, des chercheurs du SLAC National Accelerator Laboratory et du National Renewable Energy Laboratory (NREL) ont documenté une perte de puissance à l'avant et à l'arrière dans les technologies avancées de cellules solaires après des tests d'exposition aux UV artificiellement accélérés. Ces données n'indiquent pas un mécanisme de dégradation unique, mais suggèrent que différentes conceptions de cellules se dégradent via différentes voies.
Analyse médico-légale des performances sur le terrain
L'analyse médico-légale est une enquête détaillée qui cherche à établir la cause profonde de la sous-performance du système PV. Dans de nombreux cas, des pannes d'onduleur ou des estimations de production inexactes sont à l'origine de la sous-performance réelle ou perçue du système.
Évaluation de base
L'un des meilleurs moyens pour les parties prenantes du projet de réduire les risques du projet consiste à engager un tiers qualifié pour effectuer une évaluation de base de l'état du module lors de la mise en service du projet. En capturant des mesures de haute qualité avant les opérations commerciales, une évaluation médico-légale de base offre des avantages à court et à long terme sur la durée de vie d'un système d'alimentation photovoltaïque. À court terme, une évaluation de base de la mise en service améliore la précision des estimations de performances du système.
Test EL de jour
Les tests d'électroluminescence (EL) utilisent un système de caméra spécial pour documenter les émissions de lumière qui se produisent lorsqu'un courant électrique traverse les cellules PV. Les tests EL ont une longue histoire en laboratoire, où ils sont utilisés pour détecter un large éventail de défauts cachés des modules. Autrefois relégués à des environnements intérieurs contrôlés, les tests EL sont de plus en plus courants dans les enquêtes médico-légales sur le terrain. L'imagerie EL diurne offre deux avantages distincts par rapport aux approches antérieures. Premièrement, notre méthodologie de test EL permet aux techniciens de tester les modules in situ, ce qui accélère le processus de test et élimine les dommages aux cellules dus au retrait et à la manipulation des modules. Deuxièmement, les tests EL de jour éliminent le besoin de tester les modules dans l'obscurité de la nuit, améliorant encore la sécurité et le débit.
Les résultats des tests EL sur le terrain sont précieux pour identifier les principaux défauts de fabrication, les dommages d'expédition et de transport hors site, les dommages de manutention ou d'installation sur site, ou les dommages résultant d'événements météorologiques violents tels que la grêle, le vent ou la neige. Ces images EL permettent aux parties prenantes du projet d'identifier les dommages aux cellules pouvant entraîner des non-conformités thermiques, des points chauds et de futures sous-performances des modules. Lorsqu'elles sont correctement documentées et signalées, les images EL tierces peuvent aider à régler les réclamations de garantie et d'assurance. Contrairement à l'imagerie aérienne infrarouge (IR), qui identifie uniquement les emplacements potentiels des problèmes de performances, les enquêtes EL de jour élucident les causes profondes des sous-performances. Ces résultats profitent aux parties prenantes du projet en accélérant la résolution des problèmes et en minimisant les pertes de production.
Maintenance prédictive
L'investigation tierce des performances sur le terrain est particulièrement pratique lorsqu'elle est associée à une plate-forme de surveillance robuste et à des protocoles de maintenance prédictive. À mesure que les modules photovoltaïques vieillissent, les actifs mis en service courent un risque accru de sous-performance. La microfissuration cellulaire n'a souvent pas d'impact sur les performances des modules lorsque les modules sont neufs, mais ce n'est pas nécessairement le cas lorsque les systèmes vieillissent. Après 5 ou 10 ans sur le terrain, certains modules continuent de fonctionner comme prévu, tandis que d'autres souffrent d'une dégradation accélérée.
La différenciation entre les « bons » modules et les « mauvais » modules n'est pas simple, en particulier dans les systèmes déployés après que le Département américain du commerce a promulgué ses politiques AD/CVD. Les grands projets qui semblent avoir un seul fournisseur de modules peuvent en fait intégrer des modules fabriqués à l'aide de cellules provenant d'une douzaine de fournisseurs différents. Étant donné que chaque nomenclature (BOM) est unique, chacune a un profil de risque différent.
Atténuation des risques météorologiques extrêmes
Personne ne comprend mieux les périls naturels associés aux déploiements solaires que les spécialistes de l'assurance des énergies renouvelables tels que GCube Insurance. Selon le rapport de marché 2021 de la société, « Hail or High Water: The Rising Scale of Extreme Weather and Natural Catastrophe Losses in Renewable Energy », les réclamations d'assurance liées aux conditions météorologiques ont augmenté en fréquence et en gravité à mesure que les projets solaires ont augmenté en fréquence, en taille et en distribution géographique. Compte tenu de la croissance rapide du marché solaire à l'échelle mondiale, une augmentation proportionnelle des réclamations d'assurance solaire n'est pas tout à fait inattendue. Cependant, la cause profonde des réclamations d'assurance solaire a surpris certains initiés de l'industrie de l'assurance. Plus précisément, depuis 2015, les sinistres assurés associés aux phénomènes météorologiques extrêmes sont environ deux fois plus importants que ceux découlant des catastrophes naturelles.
Bien que les phénomènes météorologiques extrêmes entraînent plus de pertes assurées que les catastrophes naturelles, les réclamations d'assurance associées à la catégorie des dommages liés aux intempéries ne sont pas inévitables. Les parties prenantes du projet peuvent prévenir ou atténuer de nombreuses pertes météorologiques extrêmes en exerçant une attention et une prévoyance raisonnables dans la sélection des produits et la conception du système. De plus, les spécialistes de l'atténuation des risques peuvent aider les investisseurs en partage fiscal et les compagnies d'assurance à comprendre les risques financiers associés aux phénomènes météorologiques violents.
Essais comparatifs
La sélection stratégique des produits est une première étape essentielle pour atténuer les principales causes de pertes liées aux conditions météorologiques extrêmes. Les résultats des tests de bancabilité et au-delà de la certification du RETC démontrent comment différentes conceptions de modules PV ou combinaisons de modules et de rayonnages résistent à ces différents types de contraintes environnementales. Ces différences sont essentielles à la mission dans le contexte de l'atténuation des risques météorologiques extrêmes.
Le vent, la grêle et la neige sont des exemples de périls météorologiques extrêmes évitables. D'après la fréquence des sinistres, les vents violents sont l'une des principales causes de sinistres assurés dans les actifs solaires en service. Compte tenu de la gravité des pertes, une tempête de grêle largement médiatisée dans l'ouest du Texas a endommagé quelque 400 000 modules photovoltaïques, entraînant la plus importante réclamation d'assurance solaire à ce jour. La neige est un danger relativement moindre dans l'ensemble, mais présente des risques importants à des altitudes ou latitudes spécifiques.
L'objectif des tests comparatifs et accélérés est de permettre aux parties prenantes du projet d'identifier et de spécifier les meilleurs produits et conceptions de systèmes pour des applications et des environnements spécifiques. Les modules qui fonctionnent bien sous les tests de charge mécanique dynamique sont bien adaptés pour un déploiement dans des environnements de vents violents. Les modules qui fonctionnent bien dans la séquence de test de durabilité contre la grêle (HDT) du RETC sont bien adaptés au déploiement dans les régions sujettes à la grêle. Les modules qui fonctionnent bien dans les tests de charge mécanique sont les mieux adaptés pour résister aux charges associées à la glace et à la neige. Les modules qui ne fonctionnent pas bien dans ces deux tests ne sont pas de "mauvais" produits, en particulier dans l'application appropriée. Les modules durcis contre le vent et la grêle entraînent souvent des coûts de fabrication plus élevés. Les conditions d'une installation dans la vallée centrale de Californie, qui connaît rarement des vents violents, de la grêle ou de la neige, peuvent ne pas justifier ces coûts supplémentaires.
Pour atténuer les risques de la chaîne d'approvisionnement, les développeurs évaluent et recherchent souvent une variété de modèles et de fournisseurs de modules PV. La sensibilité aux conditions météorologiques extrêmes variera dans ce portefeuille de modules PV sélectionnés. En prêtant attention à ces différences, les développeurs peuvent diriger les modules résistants au vent, à la grêle ou à la neige respectivement vers des sites exposés au vent, à la grêle ou à la neige. Ce type de déploiement sélectif est un moyen relativement simple et rentable de réduire les risques météorologiques extrêmes.
Stratégies de rangement défensif
Après avoir filtré et déployé sélectivement des modules en fonction de la résistance aux conditions spécifiques au site, les parties prenantes du projet peuvent mettre en œuvre des stratégies de contrôle logiciel adaptées aux conditions météorologiques pour réduire davantage les risques météorologiques extrêmes dans les grandes applications utilitaires. De nombreux systèmes PV à grande échelle intègrent des trackers à axe unique contrôlés intelligemment qui utilisent un logiciel pour suivre le soleil tout en évitant l'auto-ombrage. Alors que les réclamations d'assurance liées aux conditions météorologiques ont augmenté, les fabricants de trackers leaders de l'industrie ont mis en œuvre de nouvelles réponses de contrôle logiciel, telles que des modes de stockage défensif ou de délestage spécifiques aux menaces.
En raison de la nature hautement localisée et rapide des événements de vents violents et des tempêtes de grêle, les alertes de temps violent donnent souvent aux exploitants de centrales peu d'avertissements à l'avance. De plus, les types de tempêtes qui produisent des vents violents et de la grosse grêle entraînent souvent des chutes de lignes électriques et une perte de courant alternatif. Les contrôles logiciels actifs peuvent relever ces défis et fournir une atténuation efficace des risques avec des fonctionnalités de produit telles que l'initiation locale ou à distance, des temps de réponse rapides et une batterie de secours à sécurité intégrée. Il est également important de tenir compte des risques météorologiques coïncidents.
Bien que le secteur de l'assurance s'appuie depuis longtemps sur des évaluations probabilistes des risques pour fournir une couverture durable, le défi posé par les projets solaires est double. Premièrement, des données historiques limitées sont disponibles pour comprendre les risques météorologiques extrêmes, en particulier compte tenu du rythme des changements technologiques et de l'expansion du marché. Deuxièmement, les données sur les catastrophes naturelles sur lesquelles les assureurs s'appuient généralement ne tiennent pas compte des événements météorologiques extrêmes « sans catégorie ».
Qualité des modules
Les produits qui semblent similaires sur papier peuvent fonctionner très différemment dans le monde réel. Un engagement de fabrication envers la qualité explique souvent ces différences. La mise en service d'un nombre croissant de projets solaires de plus grande capacité dans des endroits du monde entier n'est pas sans risque. L'atténuation des risques spécifiques au site nécessite l'application stratégique de produits et de technologies. Une approche unique pour la conception de produits et le développement de projets augmente invariablement les profils de risque des projets. La différenciation stratégique des produits améliore la résilience des projets.
Les conceptions de modules et de systèmes résistants à la grêle atténuent les risques du projet dans les régions sujettes à la grêle comme l'ouest du Texas. Les conceptions de produits et de systèmes qui résistent aux effets dynamiques du vent réduisent les risques de projet dans les endroits à vent fort dans le monde entier. Les conceptions de produits et de systèmes qui résistent à des charges mécaniques statiques élevées réduisent les risques de défaillance catastrophique dans les endroits extrêmement enneigés. Les produits résistants à la corrosion prolongent la durée de vie dans les zones côtières.
Les laboratoires d'essais utilisent des équipements calibrés et certifiés dans des conditions d'essai auditées et contrôlées. Les caractéristiques capturées dans ces conditions rigoureuses représentent la bonne mesure de la performance du module PV et apportent de la valeur aux multiples parties prenantes du projet. Alors que les tests en usine selon les paramètres des conditions de test standard (STC) sont idéaux pour établir les valeurs nominales de la plaque signalétique du module, les résultats des tests en usine ne caractérisent pas les conditions de fonctionnement typiques du module. Pour modéliser avec précision les performances du système dans le monde réel, il est essentiel de comprendre comment les modules fonctionnent dans des conditions de faible irradiance ou en relation avec l'évolution des angles du soleil. De plus, il est crucial de caractériser les performances des modules dans des conditions de test qui reflètent les conditions de fonctionnement dans lesquelles les systèmes PV produisent généralement des rendements énergétiques optimaux. Il est également essentiel de comprendre comment l'exposition au soleil à court terme et la dégradation qui en résulte affectent les performances PV sur le terrain.
Tout au long de l'édition 2022 du rapport sur l'indice des modules PV, le RETC a reconnu 9 fabricants différents et présenté 61 exemples de hautes réalisations dans le domaine de la fabrication. Pour identifier le meilleur des meilleurs, il a examiné et classé les distributions globales de données dans les trois disciplines : qualité, performances et fiabilité. La matrice des résultats globaux met en évidence six entreprises les plus performantes en fonction de leurs performances globales élevées dans le domaine de la fabrication : JA Solar, JinkoSolar, LONGi Solar, Hanwha Q CELLS, Trina Solar et Yingli Solar.
