Les démarrages tardifs d’onduleurs réduisent la production de 1,88 %

Au lever du soleil, dans une centrale solaire de grande puissance située dans l’ouest de São Paulo, l’irradiance pouvait déjà permettre de produire de l’électricité tandis que certains onduleurs — les équipements censés commencer à injecter de la puissance — étaient encore à l’arrêt. Des chercheurs de l’Université de Campinas (Unicamp) ont constaté que les retards de démarrage des onduleurs avaient entraîné des pertes annuelles d’énergie équivalant à 1,88 % de la production totale, après avoir analysé les données d’exploitation de 2023.

L’équipe a utilisé le lever du soleil comme point de référence et comparé le comportement de démarrage attendu aux données de puissance active AC (courant alternatif) de la centrale. Sur le site, les retards atteignaient jusqu’à quatre heures après le lever du soleil, même lorsque les niveaux d’irradiance étaient suffisants pour produire de l’électricité. L’approche a été conçue pour distinguer les pertes au démarrage d’autres causes, notamment l’indisponibilité du système, les écarts entre composants et les conditions météorologiques.

Les pertes étaient concentrées au début de la journée. Plus de 55 % des pertes annuelles liées aux retards de démarrage sont survenues dans les 90 premières minutes suivant le lever du soleil. Elles variaient également selon les saisons : le premier semestre représentait 68,8 % des pertes enregistrées durant l’été et l’automne de l’hémisphère sud. Les huit onduleurs ne se comportaient pas de la même manière, leurs pertes mensuelles allant de 0,14 % à 5,02 % de la production d’énergie de chacun.

Concrètement, les exploitants pourraient utiliser les heures de lever du soleil et les relevés de puissance AC existants pour identifier les unités d’onduleurs qui démarrent tardivement, puis concentrer les interventions opérationnelles sur les principales sources de pertes de production. Les mesures d’irradiance dans le plan des panneaux, ou irradiance POA, ne sont nécessaires que pour la configuration et la validation, ce qui réduit l’instrumentation requise pour l’analyse.

Le résultat reste une étude de cas menée sur une seule centrale, et non un taux de perte universel pour les installations solaires. Les chercheurs de l’Unicamp ont indiqué que le chiffre de 1,88 % était comparable aux pertes généralement prises en compte dans les évaluations des performances et de la disponibilité des installations photovoltaïques, et que leur méthodologie pouvait être appliquée aux centrales de grande puissance à partir de données d’exploitation existantes.