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At sunrise in a utility-scale solar plant in western São Paulo, irradiance could already support generation while some inverter units—the equipment expected to begin delivering power—were still waiting. Researchers from the University of Campinas (Unicamp) found that inverter startup delays resulted in annual energy losses equivalent to 1.88% of total generation, after analyzing 2023 operational data.
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.
The team used sunrise as the reference point and compared expected startup behavior with the plant’s AC (alternating-current) active-power data. At the site, delays reached up to four hours after sunrise, even when irradiance levels were sufficient for power generation. The approach was designed to distinguish startup losses from other causes, including system unavailability, component mismatch and weather conditions.
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.
The losses were concentrated at the beginning of the day. More than 55% of the annual losses linked to delayed startup occurred within the first 90 minutes after sunrise. They also changed with the seasons: the first half of the year accounted for 68.8% of the recorded losses in the Southern Hemisphere’s summer and autumn. The eight inverters did not behave alike, with monthly losses ranging from 0.14% to 5.02% of each inverter’s energy generation.
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.
Concretely, operators could use sunrise times and existing AC power records to identify which inverter units start late, then focus operational interventions on the largest sources of lost generation. Plane-of-array, or POA, irradiance measurements are needed only for configuration and validation, reducing the instrumentation required for the analysis.
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.
The result remains a case study from a single plant, not a universal loss rate for solar facilities. The Unicamp researchers said the 1.88% figure is comparable to losses typically considered in photovoltaic performance and availability assessments, and that their methodology can be applied to utility-scale plants using existing operational data.
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.