Les pertes dues à l'encrassement des systèmes photovoltaïques peuvent augmenter le coût lissé de l'électricité (LCOE) des centrales solaires jusqu'à un cent par kWh, selon le site du projet. Le LCOE moyen de la production d'énergie solaire devant baisser à 1-5 cents/kWh au niveau mondial d'ici 2050, le risque de pertes dues à l'encrassement devient de plus en plus important.
La perte par encrassement est définie comme la perte d'énergie due à l'accumulation de saleté, de poussière et de contaminants organiques/inorganiques sur les panneaux PV. L'encrassement des modules peut augmenter le LCOE des centrales solaires de deux manières : d'abord, en réduisant la puissance de sortie disponible ; ensuite, en augmentant l'incertitude des performances PV et le risque financier.
Pour résoudre ces problèmes, des estimations de la perte par encrassement spécifiques au site sont désormais disponibles dans SolarAnywhere®, ce qui permet aux propriétaires et aux exploitants d'installations solaires de réduire l'incertitude et de diagnostiquer avec précision les problèmes réels à l'origine de la sous-performance des PV.
Les pertes dues à l'encrassement des PV, un facteur clé d'incertitude et de risque pour la production solaire
Selon l'emplacement du projet et la configuration du système, l'encrassement peut être une source importante d'incertitude de la production PV et de risque financier. Des études ont montré que les pertes dues à l'encrassement du PV peuvent contribuer entre 1 et 4% de l'incertitude (1-sigma) dans les estimations de production d'énergie P50. Il peut être difficile de prédire avec précision les pertes dues à l'encrassement du PV : une étude du rapport kWh Analytics Solar Risk Assessment 2021 a révélé que les acteurs du secteur solaire sous-estiment systématiquement l'impact de l'encrassement sur la production PV, ce qui augmente le risque de revenus.
L'une des principales difficultés pour estimer avec précision les pertes par salissure est qu'elles sont très spécifiques au site. Comme les conditions météorologiques locales sont toujours en mouvement - elles changent d'une saison à l'autre et d'une année à l'autre - les pertes par salissure peuvent présenter une grande variabilité saisonnière et interannuelle. Par conséquent, les pertes par encrassement peuvent varier considérablement d'un endroit à l'autre. Le NREL a estimé que les pertes annuelles dues à l'encrassement des PV peuvent varier de zéro à 7 % aux États-Unis et atteindre 50 % dans certaines régions du monde.
Alors comment les développeurs de projets, les propriétaires et les financiers peuvent-ils estimer de manière fiable le risque lié à la production de PV en raison de l'encrassement ?
Estimation de la perte par salissure spécifique au site à l'aide de SolarAnywhere
Dans une étude évaluant l'impact de divers paramètres environnementaux et météorologiques tels que les précipitations et la vitesse du vent sur les pertes dues à l'encrassement des PV, le NREL a constaté que les données relatives aux particules (PM) - principalement les PM10 et les PM2,5 - présententla corrélation la plus élevée avec les pertes dues à l'encrassement.1 Jusqu'à présent, la recherche et la validation à grande échelle de modèles de perte par encrassement intégrant des données sur les particules ont été limitées. Cela est dû en partie à la difficulté relative d'accéder à des données actualisées et spécifiques aux sites sur les particules.
Pour soutenir la modélisation et la recherche sur les pertes par encrassement, SolarAnywhere propose des données sur les particules PM10 et PM2.5 à l'échelle mondiale, une première dans ce domaine. Désormais, il est plus facile que jamais d'obtenir des estimations de la perte par encrassement basées sur des données et spécifiques à un site, à la demande, via l'API de SolarAnywhere. Les calculs de perte par encrassement de SolarAnywhere combinent des données météorologiques haute fidélité, y compris des données sur les particules, avec des modèles de perte par encrassement fiables pour la communauté, tels que le modèle pvlib de l'université d'État de Humboldt (HSU), afin d'estimer l'impact de l'encrassement sur la production photovoltaïque.2,3
L'accès global et à la demande aux estimations des pertes dues à l'encrassement permet aux développeurs et aux propriétaires d'installations solaires d'identifier facilement les sites de projets présentant un risque accru d'encrassement. Les moyennes mensuelles à long terme des pertes dues à l'encrassement (par exemple, 12×1), spécifiques au site, peuvent être utilisées avec des programmes de modélisation énergétique tels que PVSyst et PlantPredict pour réduire l'incertitude des estimations de la production photovoltaïque, ce qui réduit le risque financier des projets photovoltaïques. En outre, l'API de SolarAnywhere permet de modéliser et de comparer facilement les pertes par encrassement pour différentes configurations de système. Cela peut être utile pour optimiser la conception du système et maximiser les performances du PV et les revenus du projet.
La carte mondiale des pertes dues aux salissures illustre les régions les plus à risque
Pour illustrer la valeur de ces capacités de modélisation globale, nous avons généré une carte mondiale de perte par encrassement en utilisant le modèle de perte par encrassement de HSU et les données météorologiques historiques de SolarAnywhere pour la période 2006-2020. Un système PV à inclinaison fixe arbitraire à l'échelle d'un service public (50MWdc) a été considéré pour cette analyse. Les précipitations naturelles sont utilisées comme source primaire et unique de dépoussiérage dans le modèle HSU. L'accès mondial à la demande aux données sur les particules PM10 et PM2.5 dans SolarAnywhere pourrait permettre de développer et d'évaluer d'autres modèles de salissure dès qu'ils seront disponibles.
La carte de la figure 1 montre que pour les panneaux qui ne sont pas nettoyés manuellement, les pertes par encrassement peuvent atteindre jusqu'à 35 % en Afrique du Nord et au Moyen-Orient. Cela est dû à la prévalence de particules élevées (telles que la poussière et le sable) et aux faibles précipitations dans cette région. Cette tendance est confirmée dans une étude de Li et al qui a rapporté une réduction du facteur de capacité de plus de 30% dans les régions du Moyen-Orient et du Sahara, malgré leur abondance de ressource solaire disponible.
Données de perte de salissure modélisées et mesurées
Le calcul de la part d'incertitude de la production due à l'encrassement peut aider à déterminer si une diligence raisonnable supplémentaire, telle que l'installation de stations d'encrassement sur site, est nécessaire pour quantifier avec précision le risque potentiel de production PV. Pour certains projets solaires à l'échelle du service public, des données sur l'encrassement provenant de stations d'encrassement sur site peuvent être disponibles. L'encrassement peut également être déduit de la production des actifs en exploitation.
Si des données précises et mesurées constituent une référence importante pour comprendre les pertes par salissure, le long historique disponible avec les données modélisées permet de replacer les mesures récentes dans un contexte historique. Par exemple, le site du projet a-t-il été touché par un événement régional de salissure tel qu'un grand feu de forêt ou une tempête de poussière récemment ? Ou bien la salissure était-elle un phénomène spécifique au site ? En sachant faire la différence entre un événement ponctuel et un site sujet aux salissures, les parties prenantes peuvent planifier et atténuer le problème de manière plus efficace.
Démarrez avec SolarAnywhere
Les clients de SolarAnywhere ont désormais accès à la demande à des informations spécifiques et fondées sur des données, telles que les estimations des pertes dues à l'encrassement et à la neige, via l'API de SolarAnywhere®. Grâce aux données sur les pertes dues à l'encrassement, les propriétaires et exploitants d'installations solaires peuvent réduire l'incertitude des estimations de la production photovoltaïque et diagnostiquer avec précision les problèmes concrets à l'origine de la sous-performance des installations photovoltaïques. Pour en savoir plus sur les services de données et d'intelligence de confiance de SolarAnywhere, veuillez nous contacter.
Références
1 Particules de 10 micromètres ou moins et de 2,5 micromètres ou moins, respectivement.
2 L. Micheli, G. P. Smestad, J. G. Bessa, M. Muller, E. F. Fernandez, F. Almonacid, (2021) : Suivi des pertes dues à l'encrassement : Assessment, Uncertainty, and Challenges in Mapping. IEEE Journal of Photovoltaics, Volume 12, Issue 1, p. 114-118. DOI: 10.1109/JPHOTOV.2021.3113858. Lien
3 M. Coello, L Boyle, (2019) : Modèle simple pour prédire l'encrassement des panneaux photovoltaïques en série temporelle. IEEE Journal of Photovoltaics, volume 9, numéro 5, p. 1382-1387. DOI: 10.1109/JPHOTOV.2019.2919628. Lien
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