Tests de vérification des compétences et atténuation des risques
Les essais de validation approfondis constituent l'un des outils les plus précieux du secteur solaire pour limiter les risques liés aux technologies et aux projets.
Que vous mettiez en œuvre des projets solaires décentralisés sur des toitures ou des projets à grande échelle au sol en pleine campagne, les meilleurs emplacements pour l'énergie solaire sont, par nature, des environnements très exigeants, soumis à des variations de température quotidiennes et annuelles extrêmes, à une forte humidité, à des charges mécaniques dynamiques et à une exposition prolongée aux rayons ultraviolets (UV).
Compte tenu de la durée et de l'intensité de ces contraintes environnementales, les parties prenantes du projet doivent évaluer les risques liés à l'emplacement et les risques techniques au cas par cas. Les contraintes environnementales varient en fonction de l'emplacement. Les performances des produits diffèrent selon leur niveau d'exposition. Grâce à des données d'essai plus complètes, ces différences ne sont pas aléatoires mais statistiquement prévisibles.
Les essais au-delà des critères de qualification constituent l’un des meilleurs outils du secteur pour comprendre ces différences et adapter la conception des projets en fonction des caractéristiques spécifiques au site et au produit. Cet article propose un cadre conceptuel permettant de comprendre les raisons qui sous-tendent le recours aux essais au-delà des critères de qualification. De plus, afin d’illustrer la nécessité et l’importance des programmes d’essais de résistance étendus, nous passons en revue quelques exemples de scénarios catastrophe en matière de pertes et de dangers liés aux projets, afin de mettre en évidence les risques que ces essais contribuent à atténuer.
Au-delà des essais de certification, les tests en laboratoire accélèrent les effets du vieillissement des modules photovoltaïques et permettent d'identifier les mécanismes d'usure et les modes de défaillance potentiels.
ÇA SEMBLAIT ÊTRE UNE BONNE IDÉE SUR LE MOMENT
Dans un long article d'investigation publié dans E&T, un magazine britannique consacré à l'ingénierie et à la technologie, Ben Heubl explore les risques potentiels liés aux défaillances prématurées des feuilles arrière des modules photovoltaïques, en mettant l'accent sur « un problème spécifique hérité du passé concernant la technologie dite des feuilles arrière de modules photovoltaïques à base de polyamide (PA) de type AAA ». Comme indiqué, les modules dotés de matériaux de feuille arrière à base de PA ont été largement déployés en Europe entre 2010 et 2012, période durant laquelle la demande de modules a connu un essor fulgurant en Allemagne et en Italie.
Heubl écrit : « Les feuilles arrière en AAA PA ont connu un grand succès grâce à leur prix attractif. L'objectif était d'améliorer l'approvisionnement en matières premières, car le polyfluorure de vinyle (PVF) ne suffisait plus à répondre à la demande. Ces feuilles arrière en polyamide, moins coûteuses, ont permis aux fabricants de panneaux de répondre à la demande croissante en provenance d'Europe. »
En éliminant un goulot d'étranglement dans la chaîne d'approvisionnement, la disponibilité soudaine de matériaux de feuille arrière à base de PA a permis de résoudre un problème à court terme. Malheureusement, ce type de matériau de feuille arrière à base de PA a également engendré des problèmes à plus long terme en matière de gestion des actifs, d'exploitation et de maintenance (O&M), auxquels les propriétaires, les prestataires O&M et les autres parties prenantes du projet sont encore confrontés aujourd'hui.
Peu, voire aucune, des entreprises qui ont fourni les matériaux ayant cédé prématurément n'est encore en activité aujourd'hui.
En raison de signalements d’usure prématurée et de défaillances, les matériaux de feuille arrière à base de PA de cette époque ont disparu presque aussi vite qu’ils étaient apparus sur le marché. En 2014, les fournisseurs avaient largement retiré ce type de feuille arrière à base de PA du marché. Peu, voire aucune, des entreprises qui fournissaient ces matériaux n’est encore en activité aujourd’hui. De plus, bon nombre des fabricants de modules qui avaient intégré ces feuilles arrière dans leurs nomenclatures (BOM) n’ont pas survécu à la chute rapide des prix qui a caractérisé le marché de l’énergie solaire.
Si les fabricants de feuilles arrière et de modules ont eux-mêmes disparu au cours de la dernière décennie, les produits déjà installés sont toujours en place. De nombreux témoignages indiquent également que les problèmes liés à l’usure prématurée des feuilles arrière à base de PA — tels qu’une dégradation excessive des performances ou une augmentation des taux de défaillance des modules — restent d’actualité en Europe à ce jour. En l’absence de fabricant ou de garantie d’assurance, les parties prenantes des projets doivent se débrouiller seules pour remédier à ces problèmes de performance et de fiabilité.
Les exigences relatives aux essais d'impact balistique pour la certification des produits prévoient l'utilisation de boules de glace de congélateur de 1 pouce (25 millimètres), ce qui s'avère insuffisant pour évaluer le risque de grêle intense auquel sont exposés les équipements sur le terrain.
UNE POMME POURRIE GÂCHE TOUT LE PANIER
Les installations photovoltaïques étant exposées à des contraintes environnementales extrêmes, garantir leur fiabilité sur le terrain pendant plusieurs décennies n'est pas une mince affaire. Cela est d'autant plus vrai que les effets du changement climatique accentuent la fréquence et la gravité des phénomènes météorologiques extrêmes partout dans le monde.
Selon les assureurs spécialisés dans les énergies renouvelables et les experts en sinistres, tels que GCube et Lloyd Warwick International, les dommages liés aux conditions météorologiques sont la cause principale de la plupart des sinistres liés aux installations solaires en Amérique du Nord. Plus important encore, le montant des indemnités liées aux phénomènes météorologiques extrêmes est disproportionné par rapport à la fréquence de ces événements. Lloyd Warwick estime que les dommages causés par les tempêtes et la grêle ne représentent que 12 % des sinistres survenus dans le cadre de projets solaires, mais 80 % du montant total des indemnités versées.
Fin mai 2019, la centrale solaire de Midway, d’une puissance de 182 MW et située dans l’ouest du Texas, a subi l’un des sinistres liés aux conditions météorologiques les plus coûteux à ce jour. Pendant plusieurs jours, des orages saisonniers entrecoupés de grêlons de la taille d’une balle de golf ou d’une balle de baseball ont menacé une région s’étendant d’El Paso à Lubbock. Selon San Angelo Live, une tempête de grêle survenue pendant la nuit a été la plus violente à frapper la région depuis 1995.
Les pertes liées à la demande d'indemnisation au titre de la police d'assurance « tous risques d'exploitation » qui en a résulté se situaient entre 70 et 80 millions de dollars.
La même série d’orages qui a brisé les vitres des voitures à San Angelo, au Texas, s’est abattue sur le parc solaire de Midway, d’une superficie de 1 500 acres. Comme le rapporte Insurance Insider, les pertes liées à la demande d'indemnisation au titre de la police « tous risques d'exploitation » se situaient entre 70 et 80 millions de dollars. À la suite de ces pertes catastrophiques, les assureurs ont non seulement augmenté leurs tarifs, mais ont également réduit leur exposition au risque. En conséquence, l'assurance des projets à grande échelle, qui était auparavant reléguée au second plan, est devenue l'un des sujets les plus en vogue du secteur.
Avant 2018, les acteurs du secteur abordaient rarement la question du risque lié à la grêle de grand diamètre. Aujourd’hui, la grêle et les risques météorologiques extrêmes font l’objet de nombreuses tables rondes, webinaires et livres blancs au sein du secteur. Ce changement de perspective reflète le fait que l’évaluation et l’atténuation du risque lié à la grêle jouent un rôle central dans la tarification des polices d’assurance. Ces récents sinistres liés à la grêle de grand diamètre ont également conduit les acteurs du secteur à réévaluer l’efficacité des tests d’impact de la grêle standardisés pour prédire la fiabilité à long terme sur le terrain.
Le programme de tests de résistance à la grêle (HDT) du RETC utilise des critères de tests de résistance renforcés qui simulent des grêlons de plus grande taille et permettent de mieux cerner les risques liés à la grêle violente.
ALLER AU-DELÀ DES NORMES MINIMALES
L'objectif des codes et normes élaborés par consensus est d'atteindre un niveau acceptable de sécurité et de fiabilité en fonction d'un continuum de risques. Par exemple, l'article 90 du Code national de l'électricité (NEC) précise que : « L'objectif de ce Code est d'assurer la protection concrète des personnes et des biens contre les dangers liés à l'utilisation de l'électricité. » De plus, la section 90.1(A) souligne que le simple respect de ces normes minimales de sécurité ne garantit pas l'adéquation du système ni son fonctionnement sans danger à long terme.
Le même principe de base s'applique aux normes relatives à la sécurité des produits et aux essais de qualification. Tous les modèles de modules photovoltaïques et d'onduleurs sont soumis à une série d'essais de qualification minimaux requis pour la certification et l'homologation. Ces normes d'essai sont élaborées dans le cadre d'un processus mené par des comités, sur la base des meilleures informations disponibles. L'objectif principal des essais de qualification des produits est d'atteindre un niveau acceptable de sécurité à court terme en conditions réelles d'exploitation.
Si les essais de qualification des produits sont généralement utiles pour évaluer la fiabilité initiale « telle quelle », ils ne sont ni conçus ni destinés à évaluer la fiabilité à long terme. Pour évaluer la fiabilité d'un produit sur le long terme, les acteurs du secteur s'appuient de plus en plus sur des essais allant au-delà de la qualification. Les essais jusqu'à la défaillance, par exemple, constituent une forme extrême d'essais allant au-delà de la qualification.
Afin d'identifier les points faibles, les protocoles d'essais « au-delà des critères de qualification » soumettent les modules à des contraintes supplémentaires par rapport aux essais minimaux requis pour la certification de sécurité ou la qualification de conception.
Plutôt que de soumettre tous les produits à des essais jusqu’à la défaillance, les acteurs du secteur et les comités ont mis au point des protocoles d’essai améliorés, spécialement conçus pour identifier les mécanismes d’usure à long terme et les modes de défaillance. Parmi les normes d’essai plus strictes, allant au-delà des critères de qualification des modules photovoltaïques, on peut citer le protocole d’essai C450 du Groupe CSA, l’essai « Product Qualification Plus » du NREL, le programme de qualification des produits (PQP) du PVEL et l’essai « Thresher » du RETC.
Afin d’identifier les points faibles, ces protocoles d’essais « au-delà de la qualification » soumettent les modules à des contraintes supplémentaires par rapport aux essais minimaux de certification de sécurité ou de qualification de conception. Bien que les paramètres d’essai spécifiques puissent varier d’un laboratoire d’essais à l’autre ou d’un protocole d’essai renforcé à l’autre, les modules photovoltaïques ayant passé avec succès ces essais « au-delà de la qualification » sont moins susceptibles de subir des défaillances sur site et une dégradation de leurs performances que les produits testés uniquement selon les normes minimales d’essais de qualification.
Les séquences de tests allant au-delà des exigences de certification permettent d'identifier d'éventuels défauts en série sur les modules solaires avant leur mise en service sur le terrain.
S'AMÉLIORER POUR RÉDUIRE LES RISQUES
À mesure que la durée de vie moyenne prévue des centrales solaires s'allonge au fil du temps — et que les déploiements s'intensifient tant en termes de fréquence que de capacité —, la fiabilité en service des modules photovoltaïques, des onduleurs et des composants du « balance of system » (BOS) revêt une importance croissante pour la performance financière des actifs individuels ainsi que des portefeuilles de projets. Par rapport aux normes minimales de sécurité et de certification, les essais allant au-delà des critères de qualification permettent de mieux prédire la fiabilité à long terme en service.
Sans surprise, la campagne menée par le secteur solaire en faveur de normes d’essais de fiabilité plus strictes a commencé à prendre de l’ampleur vers 2012. À cette époque, certains modules photovoltaïques qui avaient passé avec succès les tests de certification de sécurité et de qualification de conception conformes aux normes du secteur présentaient des signes d’usure prématurée de la feuille arrière, ce qui a soulevé des questions et des inquiétudes quant à leur fiabilité à long terme, à la rentabilité des projets, voire à la sécurité.
Au cours des années qui ont suivi, le secteur de l’énergie solaire a considérablement réduit ses coûts et s’est développé, sans pour autant connaître d’échecs généralisés. C’est là tout l’intérêt des essais allant au-delà des critères de qualification. À mesure que les parties prenantes des projets identifient de nouveaux mécanismes d’usure et de nouveaux modes de dégradation des performances, les chercheurs et les laboratoires d’essais développent et mettent en œuvre de nouvelles normes d’essais. Ce processus d’identification, d’étude et d’amélioration a permis d’atténuer les risques liés à la dégradation induite par le potentiel (PID), à la dégradation induite par la lumière (LID), à la dégradation induite par la lumière et les températures élevées (LeTID), etc.
Aujourd'hui, la surface d'ouverture des modules augmente, alors même que le verre photovoltaïque et les cadres des modules s'amincissent.
Les essais allant au-delà des critères de qualification sont également utiles pour prendre en compte les risques environnementaux, tels que les contraintes liées à des charges extrêmes de vent et de neige ou aux impacts de grêlons de grand diamètre. À titre d’exemple, le RETC a développé un programme d’essais de résistance à la grêle (HDT) destiné à évaluer la tolérance des modules à la grêle. Aujourd’hui, les surfaces d’ouverture des modules augmentent alors même que le verre photovoltaïque et les cadres des modules s’amincissent. De plus, un nombre croissant de projets solaires à grande échelle sont déployés dans des régions présentant un risque élevé de conditions météorologiques extrêmes ou de grêle violente. Pour répondre aux attentes des investisseurs, ces projets doivent éviter le sort de la ferme solaire de Midway, que ce soit par leur conception ou par leur stratégie de contrôle.
La durée de vie économique des installations photovoltaïques se mesure en décennies. Les fabricants de modules offrent une garantie de rendement de 25 ou 30 ans sur leurs produits. Certains bailleurs de fonds et assureurs adoptent une vision encore plus longue concernant les actifs solaires, en tablant sur une durée de vie nominale de 35, 40, voire 50 ans. Dans ce contexte et ce climat, les essais allant au-delà des exigences de certification constituent l’un des outils essentiels du secteur pour atténuer les risques liés aux projets et à la chaîne d’approvisionnement.
—Une version de cet article a été initialement publiée sur le site web de Mayfield Renewables dans le cadre d’un webinaire « Ask Mayfield Anything » mettant en vedette RETC.