Par Pv-Magazine. La sous-performance des actifs solaires continue de s’aggraver, avec des projets « chroniquement sous-performants » des estimations P99 et la durée de vie des modules se dégrade plus rapidement que prévu, a découvert la société de gestion des risques kWh Analytics.

La nouvelle évaluation des risques solaires de kWh Analytics, publiée cette semaine, rassemble un groupe d’experts de l’industrie pour évaluer les plus grands risques pour l’industrie solaire mondiale et a identifié un certain nombre de menaces sérieuses qui menacent de réduire les rendements des investisseurs et de nuire à la crédibilité de l’industrie à l’avenir .

Le rapport lui-même est divisé en trois sections, détaillant le risque pour les actifs solaires posé par la modélisation financière, les performances opérationnelles dont durée de vie des modules et les conditions météorologiques extrêmes. Chaque section présente les informations d’un éventail de contributeurs, notamment PV Evolution Labs, BloombergNEF, Fracsun et Nextracker.

La conclusion peut-être la plus notable du rapport, qui s’appuie sur une conclusion de l’édition de l’année dernière, est que les actifs solaires opérationnels continuent de connaître des taux de dégradation plus élevés que prévu, avec une dégradation annuelle sur le terrain observée à environ 1%.

Il cite des recherches récentes menées à la fois par le National Renewable Energy Laboratory (NREL) et le Lawrence Berkeley National Laboratory, ainsi que par kWh Analytics, comme démontrant que les hypothèses formulées en 2016 – selon lesquelles la durée de vie des modules se dégraderait chaque année d’environ 0,5%, sont obsolètes et sous-estiment chaque année. dégradation jusqu’à 0,5%.

durée de vie des modules
durée de vie des module

Les chiffres les plus récents de kWh Analytics placent la dégradation annuelle médiane des systèmes solaires résidentiels à 1,09 % et les systèmes non résidentiels à 0,8 %. Le rapport indique que sur une durée de vie de 20 ans, la dégradation du projet pourrait donc être sous-estimée jusqu’à 14 %, ce qui entraînerait une surestimation des performances et des prévisions de revenus produites dans un modèle P50.

La société affirme que le «désalignement du système entre la dégradation réelle et estimée» a un impact négatif sur l’industrie, et les hypothèses de modélisation P50 devraient être réévaluées et recalibrées immédiatement.

PV Evolution Labs, qui a publié à la fin du mois dernier son tableau de bord annuel de fiabilité des modules, constatant que les taux de défaillance des modules solaires ont continué d’augmenter, contribue également au rapport, notant à quel point de petites différences dans les matières premières peuvent affecter les performances globales du système jusqu’à 5%.

Tristan Erion-Lorico, responsable de l’activité modules PV chez PVEL, écrit dans le rapport comment l’augmentation du nombre de fournisseurs d’encapsulants et de backsheets a également augmenté le besoin de diligence raisonnable et de spécifications plus larges sur les nomenclatures (BOM) pour l’assurance qualité. fins.

Erion-Lorico cite un exemple particulier d’analyse menée par PVEL qui a révélé que différentes nomenclatures utilisées dans le même code de produit pour un fabricant ont identifié une différence de près de 5 % dans la dégradation induite par le potentiel (PID) entre les deux combinaisons de nomenclatures.

Erion-Lorico a parlé à PV Tech de l’importance de s’assurer que les produits conservent une haute qualité alors que l’industrie se développe la semaine dernière.

Parmi les autres principaux résultats de la section sur les risques liés à la modélisation financière, citons la sous-performance d’un actif solaire sur huit par rapport aux estimations P99, ainsi qu’une conclusion de DNV qui a estimé qu’environ 2% des pertes de production d’énergie pour les systèmes de suivi à axe unique seraient causées par le terrain et d’autres facteurs.

Pendant ce temps, la section du rapport sur les risques météorologiques extrêmes comprend des recherches de Clean Power Research qui suggèrent que les incendies de forêt ont réduit la production d’énergie dans les États de l’ouest des États-Unis jusqu’à 6 % l’année dernière, en plus des recherches de Nextracker qui montrent que le rangement des modules à un angle de 60 degrés peut augmenter. capacité de survie du module pendant les tempêtes de grêle à 99,4 %.

Nextracker a contribué à un article sur la performance des actifs solaires lors d’événements météorologiques extrêmes dans la dernière édition de PV Tech Power, publiée le mois dernier, qui peut être téléchargée ici.

Le rapport complet publié par kWh Analytics est accessible ici.

Dans le résumé du rapport, kWh Analytics indique que les données compilées mettent en évidence comment l’industrie a «un travail important à faire» lorsqu’il s’agit d’atténuer les risques financiers, opérationnels et de catastrophe naturelle.

« Permettre à ces risques de ne pas être contrôlés nuit aux rendements des investissements et, en fin de compte, à la crédibilité collective de l’industrie. Il est maintenant plus important que jamais pour les financiers, sponsors, assureurs, consultants, avocats et ingénieurs de réfléchir à notre trajectoire actuelle et de construire de nouvelles solutions pour gérer ces risques émergents », indique le rapport.