Pour les utilisateurs envisageant d’installer un système photovoltaïque, que ce soit sur un toit industriel, commercial ou résidentiel, une question revient souvent au moment du choix ou en phase d’exploitation : en cas de ciel couvert ou nuageux, le système est-il quasiment à l’arrêt ? Peut-on encore espérer un rendement stable ?
En réalité, les modules photovoltaïques dépendent de la lumière visible, et non de la « chaleur » ou de l’« intensité » du soleil. Même par temps nuageux, l’atmosphère contient encore une grande quantité de rayonnement diffus, suffisante pour permettre la production d’électricité. En Europe centrale, par exemple, l’intensité d’irradiation les jours nuageux représente généralement 15 % à 30 % de celle d’une journée ensoleillée, et la puissance de sortie des modules se situe globalement dans cette même fourchette, selon la technologie et l’angle d’installation.
La performance est certes réduite, mais elle n’est en aucun cas nulle. Pour l’investisseur photovoltaïque, ce qui compte réellement n’est pas la météo au jour le jour, mais la production moyenne sur l’année entière dans les conditions climatiques réelles. C’est pourquoi des pays majoritairement nuageux comme l’Allemagne ou les Pays-Bas investissent massivement dans l’énergie solaire.
En résumé, tant que le système est bien conçu, une météo instable n’empêche pas un rendement stable et durable.
De la lumière visible au courant : fonctionnement d’un système photovoltaïque par temps couvert
Pour évaluer la capacité d’un système photovoltaïque à produire de l’électricité par temps nuageux, il est essentiel de comprendre la source d’énergie.
Les modules photovoltaïques s’appuient sur les photons, et non sur la « chaleur » ou la « puissance » du soleil. Tant qu’il existe une quantité suffisante de lumière visible — même diffusée par des nuages épais — l’effet photovoltaïque peut se produire et générer un courant.
Ce n’est pas une simple théorie : en Europe centrale, l’irradiation quotidienne par temps couvert se situe généralement entre 1,5 et 2,5 kWh/m², soit 20 à 30 % d’une journée ensoleillée. Cela signifie qu’avec une conception correcte, un système peut atteindre ses objectifs de production même si plus de la moitié de l’année est composée de jours non ensoleillés.
Les performances diffèrent considérablement selon les types de modules. Les modules PERC classiques sont plus sensibles à la faible luminosité, tandis que les modules à haut rendement comme TOPCon, IBC ou HJT parviennent à maintenir une production plus stable en basse irradiance. Par exemple, à une irradiance de 200 W/m², un module IBC peut maintenir plus de 80 % de sa puissance nominale, HJT s’en approche, tandis que TOPCon reste légèrement en dessous, mais au-dessus du PERC.
Cependant, la performance des modules n’est qu’un facteur. Les résultats réels d’un système dépendent aussi de plusieurs paramètres associés : angle d’inclinaison, tension de démarrage de l’onduleur, optimisation contre les ombrages, etc. En matière de production par temps couvert, la question n’est pas seulement de savoir si cela fonctionne, mais si cela justifie une adaptation spécifique dans la configuration du système.
Des données au rendement : analyse réelle des performances par faible luminosité
Comprendre la capacité de production d’un système photovoltaïque par temps couvert ne suffit pas pour en juger la rentabilité. La question clé est la suivante : quelle part de la production annuelle provient de la faible luminosité ? Est-elle suffisante pour assurer l’équilibre économique du système ?
Prenons l’exemple de l’Allemagne centrale. Selon les données climatiques de Fraunhofer ISE, environ 45 % de l’irradiation annuelle provient de conditions non ensoleillées — nuages élevés, brouillard, ciel couvert. Cela montre que la production en faible luminosité n’est pas marginale, mais constitue une part importante de la production annuelle.
Prenons deux systèmes de 10 kWc utilisant des modules PERC et IBC, avec une irradiation annuelle totale de 1 100 kWh/m². D’après des données de suivi de projets, durant les mois typiquement nuageux (novembre à février), les modules IBC génèrent 22 à 25 % de la production annuelle, tandis que les PERC classiques se limitent à 15 à 18 %. Cet écart impacte les heures pleines annuelles, et par conséquent, la stabilité des revenus et la stratégie de stockage.
D’un point de vue économique, l’optimisation de la production en faible luminosité dépend de deux variables :
- Structure de la consommation : si la charge est constante sur la journée et que l’autoconsommation est claire, la production par temps couvert peut se traduire directement en gains ;
- Coût marginal du système : le surcoût lié aux modules à haut rendement est-il compensé, sur la durée de vie du système, par la production en faible luminosité ? C’est un critère central dans le choix technique.
Par ailleurs, dans des régions comme le nord de la France ou la Belgique, où le ciel est souvent couvert, plus de 60 % des projets commerciaux attribués entre 2022 et 2024 intégraient des modules à haut rendement. Cela montre que les développeurs et investisseurs prennent déjà en compte les performances en faible luminosité pour optimiser leurs projets, ajuster le choix des équipements et leurs modèles de prévision tarifaire.
La capacité de production par faible luminosité n’est pas un paramètre secondaire, mais une variable structurelle du modèle de retour sur investissement annuel.
Elle affecte la quantité d’énergie produite, mais aussi la structure de consommation, la configuration du stockage, le dimensionnement des onduleurs et la période d’amortissement. C’est un élément incontournable dans le choix du système et l’évaluation du projet.
Production réduite par ciel couvert : la configuration détermine le seuil de rentabilité
Il est physiquement vrai — et non une idée reçue — que le ciel nuageux réduit la puissance de sortie des modules photovoltaïques. Mais cela ne signifie pas forcément une baisse de rentabilité. Tout dépend de la manière dont le système est conçu pour capter, gérer et utiliser cette énergie produite en faible luminosité.
En pratique, si un système photovoltaïque peut fonctionner en continu dans des conditions de lumière diffuse, alors même avec une production horaire plus faible, l’énergie peut être valorisée si elle est bien intégrée au profil de consommation — comme les charges en matinée ou en soirée dans des bureaux, les équipements de maintien thermique sur une ligne de production, ou les charges permanentes.
À l’inverse, si la tension de démarrage de l’onduleur est trop élevée ou que le système de stockage n’est pas adapté, l’énergie produite ne pourra pas être utilisée efficacement — elle sera perdue ou dégradée.
Ainsi, la performance d’un système par faible irradiance dépend de plusieurs facteurs :
- Le type de module offre-t-il une bonne réponse en faible lumière ?
- L’onduleur fonctionne-t-il avec une faible tension de démarrage et un suivi MPPT précis sur plusieurs entrées ?
- Un système de stockage est-il prévu et optimisé ? Les charges sont-elles hiérarchisées ?
- L’installation a-t-elle intégré une modélisation des ombrages et une optimisation de l’inclinaison pour maximiser la production sur toute la journée ?
Pour les propriétaires et investisseurs à la recherche de stabilité, la décision d’optimiser la production par faible luminosité ne repose pas sur le rendement d’un seul composant, mais sur la capacité globale du système à s’adapter au profil de consommation.
Si la charge est répartie sur la journée et que l’autoconsommation est importante, il est préférable de choisir des modules plus performants en faible luminosité et des onduleurs à faible seuil d’activation. Dans les zones où les prix de l’électricité sont élevés ou différenciés selon les heures, cette production devient aussi un levier de rentabilité. En définitive, la question est : l’énergie peut-elle être utilisée ? Le gain couvre-t-il l’investissement ? Et le système peut-il intégrer cette production de façon stable ?
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Références
Fraunhofer ISE. (2024). Photovoltaics Report. Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE. https://www.ise.fraunhofer.de/en/publications/studies/photovoltaics-report.html
Bundesnetzagentur. (2024). Hinweise zur Registrierung von Solaranlagen im MaStR. Federal Network Agency (BNetzA). https://www.marktstammdatenregister.de/MaStR/Help
European Commission JRC. (2023). Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS). Joint Research Centre. https://joint-research-centre.ec.europa.eu/pvgis_en
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