TechniqueLe productible annuel d’une installation photovoltaïque dépend de nombreux facteurs, dont les influences ne sont pas toutes identiques, certains étant de premier ordre, d’autres de second, voire de troisième ordre.
Dans cet article, nous proposons d’aborder quelques-uns de ces facteurs les plus importants, depuis l’irradiation incidente sur les modules jusqu’à l’injection sur le réseau (lorsque c’est le cas), comme illustré par la décomposition des pertes (voir ci-contre) telle qu’elle apparait dans archelios™ PRO.
L’irradiation
Le premier groupe de pertes porte sur l’irradiation. N’apparaissent ici que les pertes liées aux masques, qui ont été vues en détail dans notre article ombrage et potentiel photovoltaïque.
Ces pertes portent sur le gisement solaire du lieu d’implantation de l’installation. Celui-ci est obtenu à partir d’un fichier météorologique, lui-même issu de mesures au sol réalisées sur une période de plusieurs années (typiquement 15 à 20 ans), ou de bases de données établies à partir d’imagerie satellite.
Rappelons que l’objectif d’une étude de productible est d’estimer la production d’une installation photovoltaïque sur toute sa durée de vie. L’irradiation future étant inaccessible, le postulat implicite de l’étude est que l’irradiation solaire observée dans le passé sera observée dans le futur. Pour atténuer les effets des variations interannuelles, l’étendue temporelle des données doit être assez grande.
Avant même la simulation, la ressource solaire constitue ainsi une première source d’incertitude, qui n’est pas négligeable.
Les modules bifaciaux
Pour les modules bifaciaux, le calcul de l’irradiation reçue par les modules fait intervenir des paramètres supplémentaires :
- L’albedo du sol (fraction de l’énergie solaire qui est réfléchie), paramètre déjà présent dans le cas des modules monofaciaux, mais avec une influence moindre, sauf cas particuliers (inclinaison forte, neige)
- La géométrie de la centrale : espacement entre rangées de modules, hauteur par rapport au sol, inclinaison
La perte d’irradiation perçue par les modules
Deux facteurs de pertes affectent l’irradiation reçue par les modules, qui n’est pas celle reçue par les cellules qui les composent :
- L’encrassement, dont on estime qu’il peut représenter une perte allant jusqu’à 4% sous des latitudes tempérées avec des précipitations régulières. Il peut être bien plus élevé (et difficile à estimer précisément) selon la localisation de la centrale (proximité d’une carrière ou activité agricole saisonnière par exemple). Il peut être atténué grâce à un nettoyage régulier, dont le gain reste difficile à évaluer.
- Les pertes par réflexion, appelées IAM (Incidence Angle Modifier). Ces pertes sont plus élevées pour des orientation et inclinaisons qui impliquent des angles d’incidence des rayons du soleil élevés.
Les pertes par température représentent souvent le poste le plus important au niveau module. Elles dépendent de l’irradiation incidente et de la température ambiante. Elles sont plus importantes lorsque la ventilation en face arrière des modules est moins bonne, en raison de la manière dont ils sont installés en toiture (en surimposition ou intégration). La perte liée au vieillissement des modules est particulière, dans le sens où elle évolue dans le temps. Elle n’est pas à négliger puisqu’on constate fréquemment que cette perte, moyennée sur la durée de vie de la centrale, est prédominance au niveau module.
Les pertes systèmes
Les pertes systèmes peuvent être réduites grâce à un dimensionnement adéquat. Les câbles sont dimensionnés pour limiter les pertes à 1% dans les conditions STC du côté DC, mais aussi côté AC. Au-delà des performances intrinsèques de l’onduleur (rendement nominal et rendements à charge partielle), un mauvais dimensionnement peut entrainer des pertes importantes, qu’il est possible d’évaluer : écrêtage, point de fonctionnement optimal en-dehors de la plage MPP de l’onduleur. Le respect des indicateurs de validité affichés pendant la définition du système permet de limiter ces pertes.
La notion d’incertitude, évoquée pour la ressource solaire, est aussi importante, puisqu’à chaque paramètre et chaque étape de simulation est attachée une incertitude. La prise en compte de ces incertitudes se traduit le plus souvent par le calcul d’un productible P90 (ou PXX) dont la signification est la suivante : la probabilité d’avoir une valeur de productible supérieure à P90 est de 90%.
Au-delà du modèle/logiciel utilisé et de sa précision, le facteur « utilisateur » est au moins aussi important :
- Le paramétrage du logiciel nécessite de connaître la signification de chaque paramètre et son influence dans le modèle.
- Par ailleurs, la justification des hypothèses qui sont retenues est, pour les financeurs, tout aussi importante que le modèle/logiciel utilisé pour réaliser l’étude.
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