Selon une étude de cinq ans menée par Sandia Labs sur la dégradation des modules solaires montre que 13 types de modules, sur 23 testés, ont une durée de vie effective de plus de 30 ans.

Sous l'égide du département américain de l'Énergie, Sandia National Laboratories vient de terminer une étude de cinq ans sur la dégradation des modules solaires dans leurs premiers stades de vie. Cette étude a passé en revue 834 modules PV, de 13 types différents et de sept fabricants, utilisés sur le terrain dans trois climats.

Le rapport, récemment paru dans Progress in Photovoltaics, a examiné 23 systèmes au total. Six d'entre eux ont enregistré des taux de dégradation qui leur permettront de dépasser les limites fixées par la garantie du panneau, tandis que 13 systèmes ont démontré leur capacité à prolonger leur durée de vie au-delà de 30 ans. L'étude définit la « durée de vie » comme la période pendant laquelle la production électrique d'un panneau est supérieure à 80 % de sa cadence de production initiale.

Selon ce document, le coût des modules a chuté de 85 % depuis 2010, en raison des économies d'échelle, de l'efficacité accrue dans la conception des cellules, de l'automatisation des lignes de production, des modules plus grands et des modifications de la nomenclature des composants tels que les films arrière. Le rapport indique que des coûts inférieurs auraient contribué à faire du solaire un élément central de l'infrastructure énergétique en place aujourd'hui, mais souligne que des réductions drastiques des coûts de conception et des changements matériels pourraient entraîner une dégradation des taux d'efficacité énergétique. dégradation, qui, à son tour, pourrait compenser bon nombre des avantages résultant de ces modules moins chers.

L'étude indique que la dégradation n'est pas du tout linéaire dans le temps et que des variations saisonnières sont à observer sur certains types de modules. Les valeurs moyennes et médianes des taux de dégradation, respectivement −0,62 %/an et −0,58 %/an, sont cohérentes avec les taux mesurés sur des modules plus anciens.

Selon le rapport, la part de marché des différents types de cellules a radicalement changé ces dernières années. En 2018, les modèles conventionnels avec un champ de surface arrière en aluminium (Al-BSF) représentaient jusqu'à 90 % de la production mondiale de cellules solaires. En 2020, la part de marché de l'Al-BSF est tombée à seulement 15%, contre 80% des cellules à haut rendement telles que PERC (cellule de contact arrière d'émetteur passivé), PERL (cellule arrière d'émetteur passivé). diffuse localement), PERT (cellule rétro-émettrice passivée entièrement diffuse), SHJ (cellule à hétérojonction silicium) et TOPCon (cellule de contacts à oxyde tunnel passivé).

Les chercheurs soulignent qu'il existe peu de données de terrain à long terme pour ces nouvelles technologies de cellules et de modules. Ils ont donc cherché à pallier ce manque de données en étudiant chacune de ces technologies dans le temps sur le terrain.

Les variations de puissance nominale variaient de −3,6 % à 4 % avec une stabilisation de la puissance initiale variant de −3,3 % à +0,6 %. Les mesures de surtension flash ont montré des performances variables, amplifiées selon la saison.

Globalement, les recherches ont révélé des taux de dégradation du même ordre de grandeur que les valeurs observées de 1979 à 2014 sur des technologies PV conventionnelles plus coûteuses. L'étude conclut que les taux de dégradation des modules ne semblent pas souffrir de la forte baisse des coûts enregistrée au cours des dix dernières années, du moins en ce qui concerne les modules étudiés.

Si vous installez un système solaire monté au sol dans votre maison, vous pourrez probablement vous attendre à une durée de vie de plus de 30 ans et cela peut vous aider non seulement à récupérer l'investissement pour le système de montage pour toit incliné ou le ballast durable . Système de montage , mais gagnez de l'argent grâce à cela.