Technical Performance and Probabilistic Energy Yield Assessment of a 620 MWp Bifacial Grid-Connected Photovoltaic Power Plant in an Area Located in the Eastern Part of the Absheron Peninsula of Azerbaijan

Le soleil est un moteur vaste et fiable, mais capturer son énergie pour alimenter un réseau moderne exige plus que le simple placement de panneaux dans un champ. Cela nécessite une compréhension précise de la manière dont la lumière frappe une surface, de la façon dont cette lumière se transforme en électricité, et de la manière dont l'environnement environnant modifie le résultat. Dans le monde de l'énergie solaire à grande échelle, les ingénieurs doivent prédire exactement quelle quantité d'énergie une centrale produira sur une année, en tenant compte de tout, de l'angle du soleil à la poussière qui se dépose sur le verre. Cela est particulièrement vrai pour les systèmes plus récents et plus complexes qui utilisent des panneaux capables de capter la lumière des deux côtés, connus sous le nom de modules bifaciaux. Ces panneaux peuvent récolter la lumière du soleil réfléchie par le sol, mais leur performance dépend fortement de la couleur du sol, de la hauteur des panneaux et de l'espacement entre les rangées. Avant qu'un seul fil ne soit connecté au réseau, les développeurs exécutent des simulations informatiques détaillées pour prévoir la production de la centrale, garantissant ainsi que le projet est financièrement viable et techniquement réalisable.

Dans une étude récente, des chercheurs ont appliqué cette méthode de prévision rigoureuse à un projet de centrale solaire massive sur le côté est de la péninsule d'Absheron, en Azerbaïdjan. Cette zone, une plaine côtière de basse altitude, a été choisie pour un projet conçu pour générer suffisamment d'électricité pour alimenter des centaines de milliers de foyers. L'équipe a utilisé un logiciel sophistiqué pour modéliser une centrale d'une capacité de 620 mégawatts, une taille qui la place parmi les plus grandes installations solaires de la région. La conception prévoyait un champ de panneaux bifaciaux montés au sol, orientés vers le sud pour maximiser leur exposition au soleil tout au long de la journée. Crucialement, les chercheurs n'ont pas attendu que la centrale soit construite, ni n'ont analysé une installation en fonctionnement ; ils ont plutôt mené une revue de simulation unique à l'aide du logiciel PVsyst pour construire un jumeau numérique de l'ensemble du système. Ils ont injecté dans ce modèle des données météorologiques historiques ainsi que des détails spécifiques sur l'équipement pour simuler une année complète de fonctionnement, plutôt que d'auditer la performance mesurée d'une centrale.

La simulation a brossé le portrait d'un système hautement efficace. À la fin de la première année simulée, la centrale virtuelle devait injecter 886,81 gigawattheures d'électricité dans le réseau national. Pour mettre cela en perspective, la centrale devait produire 1 430 kilowattheures d'énergie pour chaque kilowatt de capacité installée. Cette production élevée est le résultat de la forte luminosité de l'emplacement et de l'ingénierie minutieuse de la disposition de la centrale. Les panneaux ont été disposés en rangées avec un espacement spécifique pour garantir que l'ombre d'une rangée ne tombe pas sur la suivante pendant trop longtemps, un équilibre qui permet au système de capter la lumière sans trop perdre à cause de l'ombrage. Le modèle informatique a montré que la centrale fonctionnerait avec un ratio de performance de près de 90 %, ce qui signifie que le système perd très peu d'énergie à cause de la chaleur, de la résistance des câbles ou d'autres inefficacités par rapport à son maximum théorique.

Une caractéristique clé de cette conception est l'utilisation de panneaux bifaciaux, qui peuvent générer de l'énergie de la lumière frappant leur face arrière autant que leur face avant. Dans cette simulation, le sol sous les panneaux a agi comme un réflecteur, renvoyant la lumière du soleil vers l'arrière des modules. Les chercheurs ont constaté que cet effet ajoutait un gain net de 9,2 % à l'énergie totale collectée. Ce gain n'était pas automatique ; il dépendait du fait que le sol possède une certaine réflectivité et que les panneaux soient montés à une hauteur spécifique de 1,6 mètre pour permettre à la lumière d'atteindre l'arrière. Le modèle a également pris en compte le fait que les panneaux chaufferaient en été, ce qui réduit légèrement leur efficacité, et que la poussière s'accumulerait à la surface, nécessitant une petite perte de production. Malgré ces facteurs réels, le système est resté remarquablement robuste, l'ordinateur montrant que les panneaux perdraient seulement une fraction infime d'énergie à cause des onduleurs, les dispositifs qui convertissent l'électricité, étant légèrement plus petits que la puissance totale que les panneaux pourraient générer.

Parce que la météo varie d'une année à l'autre, un chiffre unique pour la production annuelle ne suffit pas aux investisseurs et aux prêteurs qui ont besoin de connaître les scénarios les plus défavorables. Les chercheurs ont donc appliqué une méthode statistique pour estimer de combien la production pourrait chuter lors d'une année moins ensoleillée. Ils ont calculé qu'il y a 90 % de chances que la centrale produise au moins 836,9 gigawattheures au cours de n'importe quelle année, et 95 % de chances qu'elle produise au moins 822,9 gigawattheures. Ces chiffres fournissent une marge de sécurité, garantissant que même si le soleil est moins généreux qu'au cours d'une année moyenne, la centrale générera suffisamment d'énergie pour remplir ses obligations financières. L'étude a également souligné que le mélange spécifique d'équipements, incluant le choix des onduleurs et la disposition des câbles électriques, a été optimisé pour maintenir les pertes basses, le système ne gaspillant qu'une fraction de pourcentage d'énergie à cause du fait que les panneaux génèrent plus de puissance que les onduleurs ne peuvent immédiatement traiter.

Les auteurs de l'étude ont pris soin de noter que ces résultats sont basés sur une seule simulation informatique, et non sur des mesures provenant d'une centrale électrique en fonctionnement. Bien que les chiffres soient prometteurs, ils reposent sur des hypothèses concernant les conditions du sol, la propreté des panneaux et le comportement de l'équipement qui n'ont pas encore été testées sur le terrain. L'étude sert de schéma directeur, montrant que la conception est solide et que l'emplacement est approprié, mais elle souligne également que la confirmation finale de ces chiffres ne viendra qu'une fois la centrale construite et opérationnelle. Les chercheurs ont identifié que la couleur réelle du sol, la quantité réelle de poussière et les connexions électriques précises devront être vérifiées pour s'assurer que la centrale performe exactement comme le prévoit le modèle numérique. D'ici là, la simulation demeure un indicateur fort que ce coin de la péninsule d'Absheron est bien adapté pour accueillir une source majeure d'énergie propre, capable de fournir une puissance fiable au réseau avec une grande efficacité et un minimum de gaspillage.