Introduction
L’énergie photovoltaïque se développe rapidement en Europe, mais des défauts latents des modules apparaissent au fil des années de fonctionnement. Le phénomène de point chaud, bien que discret en apparence, peut entraîner une surchauffe locale, voire une destruction du module en raison d’ombres partielles ou de dommages mineurs. L'effet PID, quant à lui, est plus fréquent dans les zones chaudes et humides, et peut provoquer une baisse de performance de plus de 30 %, impactant directement la rentabilité de l’investissement.
Comment les détecter à temps ? Comment les prévenir efficacement ? Cet article présente les mécanismes de formation des points chauds et de l’effet PID, les méthodes de détection, les solutions correctives et les stratégies de prévention. Des cas typiques sont également évoqués pour aider les entreprises à assurer une production stable à long terme.
Mécanismes de formation des points chauds et de l’effet PID dans les modules photovoltaïques
1. Effet hot-spot : un petit défaut, un grand risque potentiel
L’effet hot-spot n’est pas un dysfonctionnement technologique lointain : il commence souvent par un détail anodin — une feuille morte ou des fientes d’oiseau non nettoyées sur un toit peuvent entraîner un fonctionnement inverse d’une cellule, provoquant un échauffement local, des traces de brûlure, voire la dégradation de toute une chaîne de modules.
Dans la majorité des installations en toiture ou des petits systèmes au sol, les modules sont connectés en série. Si une cellule est défectueuse, les autres doivent “prendre en charge” son courant. Si cette cellule présente une microfissure, une erreur de fabrication ou une performance dégradée, elle devient un goulot d’étranglement où le courant se transforme en chaleur — c’est le phénomène de point chaud.
Le danger s’aggrave si la configuration des diodes de dérivation est incorrecte ou si elles sont défectueuses : le courant anormal ne peut contourner la zone affectée, et la chaleur continue de s’accumuler. Ce processus, souvent silencieux, peut s’amplifier rapidement en été ou sur des toitures mal ventilées, réduisant considérablement la durée de vie du module.
En Europe, les hot-spots sont loin d’être rares. Ils apparaissent fréquemment sur les toits inclinés en zone urbaine, soumis à des chutes de feuilles ou à une ventilation insuffisante. Sans nettoyage et inspection réguliers, des traces de point chaud peuvent apparaître dès la deuxième ou troisième année, des pertes souvent ignorées lors de l’évaluation initiale du projet.
2. Effet PID : une dégradation invisible et progressive
Contrairement à l’effet hot-spot, visible par la chaleur dégagée, le PID (dégradation induite par potentiel) est une forme de détérioration invisible mais chronique. Il se manifeste discrètement dans des conditions de forte chaleur, d’humidité élevée et de tension importante, notamment dans les systèmes sans mise à la terre optimisée ou sans matériaux résistants au PID. La dégradation devient souvent significative avant trois ans de fonctionnement.
Le principe du PID repose sur la migration de charges électriques causée par une différence de potentiel dans le module, entraînant une défaillance progressive de la couche de passivation à la surface des cellules. C’est comme si un film protecteur essentiel à l’efficacité des cellules se détachait — même avec une forte irradiation, le courant ne suit plus.
De nombreux facteurs peuvent provoquer le PID. Le plus courant est une mise à la terre inadéquate du système : pour les modules P-type, l’absence de mise à la terre négative crée un fort champ électrique entre le cadre et les cellules. Si l’on y ajoute des conditions extérieures comme le vent marin, une forte humidité ou un fort ensoleillement estival, les matériaux d’encapsulation commencent à fuir le courant, accélérant le vieillissement.
En outre, les modules utilisant un film EVA standard ou du verre sodocalcique sont plus vulnérables au PID. Les cellules P-type y sont naturellement plus sensibles, et en cas de résistance inégale ou de couche antireflet instable, la dégradation devient pratiquement inévitable.
Comment détecter avec précision les effets hot-spot et PID ?
Une détection et une intervention précoces sont essentielles pour limiter les pertes à long terme dans un système photovoltaïque. Les effets hot-spot et PID ne se révèlent pas uniquement par une chute brutale de la production : grâce à des méthodes de diagnostic appropriées, il est possible de repérer de nombreux problèmes dès leurs premières manifestations invisibles. Voici trois des méthodes de détection les plus courantes et les plus efficaces.
1. Thermographie infrarouge : identification rapide des zones chaudes
L’expression la plus évidente d’un point chaud est l’élévation de température. Ainsi, la méthode la plus directe pour le détecter est l’utilisation d’une caméra thermique infrarouge. Les techniciens de maintenance peuvent scanner les modules rangée par rangée lors d’un midi ensoleillé : si une zone présente une température nettement supérieure à son environnement (généralement plus de 10 °C), une attention particulière est requise.
Cette méthode permet une inspection rapide sans démontage, tout en localisant efficacement des risques potentiels tels que les ombrages, microfissures ou déséquilibres de courant. Pour les installations en toiture ou les structures complexes, la caméra thermique est presque un outil indispensable à chaque inspection.
2. Test de la courbe IV : le bilan de santé du module
La courbe IV (tension-courant) reflète l’état réel de sortie d’un module et constitue un outil courant dans le diagnostic du PID. Lorsqu’un module est affecté par le PID, la courbe présente un aplatissement de la pente, un déplacement du point de puissance maximale, et parfois une forte baisse du facteur de remplissage (FF).
À l’aide d’un appareil de mesure portable, il est possible de collecter les données des chaînes de modules, de les comparer dans le temps et ainsi d’identifier d’éventuelles tendances à la dégradation électrique. Comparée à la thermographie, cette méthode est plus adaptée à une analyse approfondie une fois que le problème a atteint une certaine ampleur.
3. Inspection par électroluminescence (EL) : révéler microfissures et dégradations cachées
Le test EL (électroluminescence) est souvent utilisé pour détecter des microfissures ou des dégradations localisées. Les modules sont placés dans une pièce sombre, où un courant d’excitation provoque leur émission de lumière. Cela permet de visualiser les changements structurels internes.
En particulier pour les zones d’“ombres noires” causées par l’effet PID, une comparaison d’images EL avant/après permet d’identifier visuellement les cellules dont la passivation est défaillante ou dont les performances se dégradent. Il est généralement recommandé de réaliser ce contrôle au début de l’exploitation de la centrale, puis de le répéter au cours de la troisième année, afin de détecter les premiers signes de vieillissement.
Du repérage des anomalies à la perte de puissance, jusqu’à la confirmation du PID, le processus de diagnostic suit souvent un chemin clair. Le schéma ci-dessous résume les étapes typiques de la détection du PID :
Étude de cas
Un projet en toiture de 2,4 MW situé en Sicile (Italie) a enregistré, après deux ans de fonctionnement, une baisse anormale de l’efficacité de production. Une inspection par EL a révélé un assombrissement important sur les modules en bordure de champ, confirmant une dégradation de performance due au PID. La puissance de certains modules avait chuté de plus de 25 %. Après remplacement des modules défectueux et modification du schéma de mise à la terre, l’exploitant estime avoir évité plus de 40 000 € de pertes sur les trois années suivantes.
Comparaison des risques PID et points chauds sur le marché européen
Guide rapide pour le traitement des anomalies des modules
Lorsque les effets hot-spot ou PID commencent à impacter la production d’énergie, une intervention rapide et graduée est essentielle pour éviter l’aggravation des pertes. Les mesures suivantes s’appliquent aux systèmes présentant déjà une baisse de puissance notable ou des signes de surchauffe.
1. Traitement des modules affectés par des hot-spots
- Hot-spot léger (écart de température inférieur à 10 °C) : il est possible de repositionner le module affecté en fin de chaîne, afin de réduire le courant traversant et prolonger sa durée de vie.
- Hot-spot sévère (décoloration de l’EVA, brûlures sur le dos du module) : il est recommandé de remplacer directement le module, afin d’éviter tout risque d’incendie ou de défaut électrique en fonctionnement prolongé.
- Élimination des sources d’ombrage sur site : les éléments comme l’ombre d’un arbre, la neige, les fientes d’oiseaux ou la poussière peuvent être régulièrement nettoyés. Il est aussi conseillé d’ajuster l’inclinaison des supports pour limiter les zones d’ombre.
2. Réparation d’urgence en cas de défaillance PID
- Récupération par champ électrique inversé : un effet PID léger peut être corrigé en appliquant une tension inverse de +800V à 1000V pendant la nuit. La majorité des modules peuvent ainsi récupérer plus de 90 % de leur puissance en 24 à 48 heures.
- Remplacement des modules en zones à haut risque : pour les modules irréparables ou fortement dégradés, il est recommandé de les remplacer par des produits certifiés PID-Free afin d’éviter d’affecter le fonctionnement de l’ensemble du système.
- Inspection de la structure électrique : il convient de vérifier les problèmes potentiels liés à la mise à la terre, au vieillissement de l’isolation ou à l’oxydation des connecteurs, pour prévenir toute réapparition du phénomène.
De la conception à la maintenance : les étapes clés pour prévenir les points chauds et l’effet PID
Pour contrôler efficacement les problèmes de points chauds et de PID, il est essentiel de mettre en place une gestion en boucle fermée, depuis le choix des modules et la conception du système jusqu’à la maintenance quotidienne. Dans les projets européens caractérisés par une forte humidité, des températures élevées ou de multiples sources d’ombrage, les points de risque doivent être anticipés dès la phase de planification.
1. Optimisation du choix des modules et des matériaux d'encapsulation
Le cœur des problèmes liés au PID et aux hot-spots réside dans la résistance des modules aux conditions environnementales, la cohérence électrique et la structure d'encapsulation. Dès la phase de sélection, il est important de maîtriser les sources de risque :
- Privilégier les modules certifiés PID-Free, dont les matériaux clés (EVA, backsheet, verre) offrent une haute isolation et une faible perméabilité à l’humidité. Dans les régions chaudes et humides, les modules à double vitrage ou à cellules de type N sont à recommander.
- Éviter l’intégration de cellules présentant des microfissures ou des incohérences électriques dans la production, à l’aide de tests de tri et de contrôles par électroluminescence.
- Pour les projets fortement ombragés ou complexes à installer (toits inclinés, façades irrégulières), les modules à structure IBC peuvent être utilisés. Par exemple, les modules IBC sans grille frontale de Maysun Solar présentent une excellente tolérance à l’ombrage et à la faible luminosité, convenant à divers contextes résidentiels et commerciaux.
2. Optimisation de la mise à la terre et de la structure d’installation
- Utiliser des logiciels de conception tels que PVsyst pour modéliser les zones d’ombre, optimiser l’espacement des modules et leur inclinaison, afin d’éviter les points chauds causés par des ombres fixes ou des écarts saisonniers d’ensoleillement.
- Concevoir un schéma de mise à la terre adapté : une mise à la terre négative est recommandée pour les modules de type P, et positive pour ceux de type N, afin de réduire la différence de potentiel entre le cadre et les cellules, et ainsi prévenir l’apparition du PID à la source.
3. Renforcement de la maintenance régulière et des contrôles périodiques
- Nettoyer régulièrement la surface des modules pour éliminer poussière, fientes d’oiseaux et autres polluants. Il est recommandé de procéder à un nettoyage mensuel dans les zones sablonneuses, et au moins trimestriel dans les zones côtières humides, tout en vérifiant les obstacles à l’ensoleillement.
- Utiliser régulièrement la thermographie pour repérer rapidement les points chauds ; combinée à l’imagerie EL, cette méthode permet de détecter en amont des signes précoces de points chauds, microfissures ou effet PID. Un contrôle annuel complet de l’installation est conseillé, avec la constitution d’un dossier de maintenance de référence.
4. Formation des utilisateurs et sensibilisation
Renforcer la compréhension des utilisateurs sur les points chauds et le PID par des formations en ligne régulières et des séminaires techniques. Le partage de cas concrets et de méthodes de traitement permet d'améliorer la capacité des équipes de maintenance à identifier les risques et à adopter les mesures préventives appropriées.
Pour les utilisateurs planifiant des projets dans des régions côtières et humides, le choix de modules conçus pour résister à l’effet PID est essentiel. Les modules IBC de Maysun Solar ont déjà démontré d’excellentes performances et une stabilité durable dans plusieurs projets à travers l’Europe.
Conclusion
Dans les systèmes photovoltaïques européens, les effets hot-spot et PID ne sont généralement pas des défaillances soudaines, mais des “problèmes chroniques” qui s’accumulent silencieusement dès les premières étapes du projet, pour finalement impacter significativement la production d’énergie.
Leurs causes sont multiples, mais elles renvoient toutes à une origine commune : un déséquilibre précoce dans la conception du système et le contrôle qualité.
Pour réellement minimiser les pertes, il ne suffit pas d’assurer la qualité lors de l’achat des équipements et de la configuration initiale : il faut également mettre en place, sur tout le cycle de maintenance, un mécanisme d’identification précoce et de réaction rapide.
À l’avenir, la généralisation des matériaux résistants au PID, le développement des technologies sans grille frontale et l’intégration de méthodes de diagnostic intelligentes apporteront aux systèmes photovoltaïques une stabilité accrue et un meilleur retour sur investissement.
Depuis 2008, Maysun Solar produit des modules photovoltaïques de haute qualité, intégrant les technologies avancées IBC, HJT et TOPCon et des stations solaires pour balcons, garantissant performance et fiabilité. Présente à l’international avec des bureaux, entrepôts et des partenariats solides avec les meilleurs installateurs, l’entreprise assure un service optimal. Pour toute demande de devis ou d’informations sur le photovoltaïque, contactez-nous – nos produits vous offrent une qualité garantie.
Références
MDPI Sensors – L. Wang, H. Li, Y. Zhao et al., « Évaluation complète de la dégradation par point chaud et PID dans les modules photovoltaïques en silicium cristallin à l’aide de la thermographie infrarouge et de l’électroluminescence », Sensors 23(21), 8780 (2023)
https://www.mdpi.com/1424-8220/23/21/8780
OFweek Solar – « Analyse de la dégradation des modules photovoltaïques : points chauds, PID et mécanismes de vieillissement » (2022-01-06)
http://www.ofweek.com/solar/article-2022-01/ART-310079
ASTM International – ASTM E2481-12 « Méthode d’essai standard pour le test de protection contre les points chauds des modules photovoltaïques »
https://www.astm.org/e2481-12r18.html
PVsyst SA – « Guide de l’utilisateur de PVsyst » (édition la plus récente)
https://www.pvsyst.com/
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