Les leçons tirées du plus ancien système photovoltaïque connecté d’Europe

D’après pv magazine International

Le système photovoltaïque TISO‐10 (TIcino SOLare) a été connecté au réseau en 1982 sur le toit de ce qui est aujourd’hui le PVLab de l’Université des sciences appliquées et des arts de la Suisse méridionale, situé dans le canton italophone du Tessin, où il a fonctionné presque sans interruption pendant près de 40 ans.

Les mesures des performances du réseau ont été prises pendant environ 35 ans, de 1982 à 2017 et l’Office fédéral de l’énergie (OFEN) a chargé deux scientifiques – Alessandro Virtuani, chercheur principal à l’École Polytechnique Fédérale de Lausanne (EPFL) et Mauro Caccivo, responsable du SUPSI PVLab – et leurs équipes d’analyser l’énorme quantité de données collectées. « Nous avons dû parcourir une masse incroyable de papier et il a fallu près de deux ans pour trier toutes les informations pertinentes », a déclaré Mauro Caccivo à pv magazine. Leurs travaux ont été publiés dans deux articles différents : Analyse de la centrale solaire TISO‐10‐kW, enseignements tirés de sécurité et de performance – Partie 1 et 35 ans de photovoltaïque : Analyse du TISO ‐Installation solaire de 10 kW, leçons apprises en matière de sécurité et de performance – Partie 2, qui ont tous deux été publiés dans Progress in Photovoltaics.

Panneaux de 40 ans

La matrice a été construite pour un coût d’environ 284 000 CHF (environ 309 000 $ aujourd’hui et 475 000 $ à l’époque) et les 288 modules utilisés pour le projet coûtent environ 21 CHF (22,9 $ actuellement et environ 37 $ à l’époque) par watt. Les produits de feuille de fond en verre, d’une puissance de 37 W chacun, ont été fournis par Arco Solar, qui a d’abord été racheté par le conglomérat allemand Siemens, puis par le fabricant de panneaux solaires basé en Allemagne SolarWorld en 2007. « Lorsque les modules ont été achetés en 1980 , Arco Solar était l’un des plus grands fabricants au monde et disposait d’une capacité de production annuelle d’environ 1 MW », précise Mauro Caccivo.

Les modules PV ont été fournis par la société Arco Solar.
*Photo : SUPSI PVLab*

Bien que la disposition électrique du système ait changé plusieurs fois, suite aux remplacements des onduleurs, tous les modules ont vieilli ensemble, toujours exposés à l’environnement extérieur et à la lumière du soleil et jamais remis à neuf ou rénovés, à de très rares exceptions près, dans lesquelles les boîtes de jonction et de dérivation les diodes ont été remplacées.

« Ces modules ont une robustesse mécanique impressionnante », soulignent les chercheurs, notant toutefois que leur poids et leurs dimensions mécaniques, ainsi que l’épaisseur de leurs cellules solaires, ne sont pas représentatifs de ce qui pourrait arriver à un panneau solaire en termes de fissures à un système PV construit avec des modules fabriqués aujourd’hui ou ces dernières années. « Mais ces modules peuvent nous en dire beaucoup sur la pénétration de l’humidité et le jaunissement, déclarent-ils. Chaque panneau était encapsulé avec une feuille de fond en feuille d’acier servant de barrière à l’entrée d’eau, qui est prise en sandwich par des couches de Tedlar des deux côtés ». Ils ajoutent que le produit, bien qu’il ressemble davantage à la structure d’un verre/verre panneau plutôt que celui d’un panneau verre/feuille de fond conventionnel, est plus proche de ce que nous définirions aujourd’hui comme un panneau verre-verre.

Les cellules ont un diamètre de 102 mm.
*Photo : SUPSI PVLab*

Les modules efficaces à 10 % ont une tension en circuit ouvert de 21,5 V, un courant de court-circuit de 2,55 A et un facteur de remplissage de 68 %. Chacun d’eux mesure 121,9 × 30,5 x 3,8 cm, pèse 4,9 kg et repose sur 35 cellules monocristallines d’un diamètre de 102 mm. « Aujourd’hui, les cellules sont beaucoup plus sophistiquées et peuvent inclure des couches de passivation de surface ou des structures de motifs plus complexes, précise Mauro Caccivo. Cette complexité peut potentiellement affaiblir les cellules et les exposer à des taux de dégradation plus élevés ».

Globalement, les onduleurs ont été changés cinq fois. Les premiers appareils, qui avaient été fournis par les commandes Abacus, ont été remplacés après 10 ans par un nouveau produit d’Invertomatic et la conception du système a également été modifiée, avec des chaînes plus longues et le nombre de modules a été légèrement réduit. Plus tard, des onduleurs SMA ont été installés et la conception du système est revenue à sa configuration d’origine avec 288 modules. Les modules solaires sont les seuls composants du système qui n’ont jamais été modifiés.

Différents rendements

Les performances des modules n’étaient pas les mêmes pour tous les panneaux et les chercheurs ont pu les diviser en trois groupes, les plus performants ne montrant presque aucun signe de jaunissement, tandis que les deux autres groupes présentaient des niveaux de jaunissement moyens et élevés. « Dans le troisième groupe, le jaunissement était si intense que certains panneaux ont fini par avoir une couleur brune, observe Alessandro Virtuani. Les performances électriques à long terme et le vieillissement des panneaux sont fortement corrélés à leurs groupes respectifs et au comportement de l’encapsulant utilisé pour les fabriquer ».

L’analyse chimique effectuée au cours des dernières années a confirmé que les trois encapsulants sont constitués des mêmes polymères de base, mais que leurs trois fournisseurs respectifs ont utilisé des additifs différents dans la formulation de l’encapsulant, ce qui explique les performances variées. « Comme dans de nombreux cas avec les installations photovoltaïques, le diable est dans les détails”, ajoute-t-il. En changeant simplement un seul élément, dans ce cas le fournisseur de l’encapsulant, l’ensemble des performances d’un générateur photovoltaïque peut être compromis. Ce qui montre que la nomenclature est importante. Beaucoup ! ».

Les systèmes ont été opérationnels pendant près de 40 ans.
*Photo : SUPSI PVLab*

Les trois encapsulants étaient tous à base de polyvinylbutyral (PVB), un polymère thermoplastique utilisé depuis le début des années 80 pour encapsuler les modules PV et remplacé depuis par l’éthylène-acétate de vinyle (EVA). « Un ancien dirigeant d’Arco Solar a confirmé qu’à l’époque, l’encapsulant était probablement du PVB et que trois fournisseurs différents de PVB étaient utilisés par l’entreprise », précisent les scientifiques.

Trois groupes

Environ 21,5 % des modules ont montré une dégradation annuelle de 0,2 % par an, ce qui devrait correspondre à la valeur promise par le constructeur, tandis qu’un autre groupe représentant 72,9 % des panneaux a montré une dégradation annuelle comprise entre 0,2% et 0,7% par an. « La plupart des panneaux du deuxième groupe ont également bien fonctionné, répondant aux attentes initiales », a déclaré Caccivio, notant que ce groupe peut être divisé en deux sous-groupes relatifs aux différents encapsulants.

De 1982 à 2017, les modules du premier groupe se sont globalement dégradés au maximum de 13 % et ceux du second groupe jusqu’à 21 %, bien que la moitié d’entre eux n’aient pas dépassé le seuil de 20 %. Selon le groupe suisse, environ 70 % des modules utilisés dans la baie satisferaient encore à une garantie de performance que les fabricants de modules envisagent actuellement d’appliquer à la technologie de demain, soit une durée de vie de 35 ans.

L’analyse a également montré que 87,5% du module souffrait d’un certain type de délaminage avant mineur et de problèmes avec plusieurs boîtes de jonction, mais ces problèmes étaient également répartis entre les trois groupes. La surchauffe des boîtes de jonction a cependant eu un impact moindre sur les modules du premier groupe. En outre, certains modules présentaient des fissures, une dégradation de la feuille de fond, une corrosion du circuit interne, des points chauds et des marques de brûlure, entre autres.

La première et la plus importante leçon tirée de l’étude de l’installation photovoltaïque et des modules « est que la nomenclature Bill of Materials (BOM) est importante », ont déclaré les chercheurs, ajoutant que le choix des matériaux est aussi crucial aujourd’hui qu’il l’était il y a quarante ans.

Revamping ou remplacement ?

Interrogés sur l’avenir de ce système photovoltaïque et sur celui des installations vieillissantes en général, et si la modernisation ou la remise sous tension peut être une meilleure option que de laisser les anciens panneaux continuer à produire de l’électricité, bien qu’avec des rendements inférieurs, les deux scientifiques offrent des réponses différentes.

« Sur le plan économique, il peut être préférable de mettre en œuvre une revamping et une réalimentation, ou éventuellement de remplacer l’ancienne baie par un système entièrement nouveau, avance Mauro Caccivo. Cependant, la Commission européenne a établi un cycle de vie de 40 ans pour les modules solaires et, raisonnablement, nous devons utiliser les produits solaires jusqu’à la fin de leur cycle de vie ou jusqu’à ce que 80 % de leurs performances d’origine soient fournies ». Le système photovoltaïque étudié a ainsi montré qu’un seule une partie de celui-ci n’a perdu que 0,2% de son efficacité d’origine et dépasse encore largement ce seuil de 40 ans, rappelle-t-il ajouté.

Selon Virtuani, il est possible de prolonger le cycle de vie d’un système photovoltaïque en mettant en œuvre une maintenance appropriée. « Si le système photovoltaïque fonctionne bien, il peut fonctionner pendant plus de 40 ans, explique-t-il. D’un autre côté, plusieurs business plan sont actuellement en cours d’élaboration sur une période de 30 ans. Mais rien ne nous interdit de prolonger le fonctionnement du système PV plus longtemps que prévu, si les systèmes et modules fonctionnent bien. Il ajoute que prolonger la durée de vie d’un système photovoltaïque au-delà de la limite de 30 ans peut également dépendre de l’application du système photovoltaïque. Par exemple, un générateur alimentant une pompe à eau n’a pas besoin de fonctionner à pleine capacité et il peut probablement être utilisé bien plus que ce à quoi son propriétaire peut espérer.

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