Saison à haut risque d’ombrage et de pollution : comment les feuilles mortes et les fientes d’oiseaux provoquent-elles des hotspots sur les panneaux photovoltaïques ?

Sommaire

1. Introduction
2. Comment se forment les hotspots sur les modules photovoltaïques ?
3. Quels types de pollution déclenchent le plus facilement des hotspots ?
4. Quels impacts les hotspots ont-ils sur un système photovoltaïque ?
5. Comment identifier et traiter un hotspot ?
6. Comment prévenir systématiquement les hotspots sur un système photovoltaïque ?

Introduction

À l’arrivée de l’automne et de l’hiver, les systèmes photovoltaïques, qu’ils soient résidentiels ou industriels, sont de plus en plus exposés aux effets de l’ombrage et de l’accumulation de pollution. Les fientes d’oiseaux, les feuilles mortes et la poussière peuvent entraîner des conséquences inattendues. Pourquoi un ombrage localisé peut-il provoquer une surchauffe d’un module entier ? Pourquoi une simple tache peut-elle affecter la production de l’ensemble de la centrale ?

Comparés aux intempéries comme la pluie ou les fortes chaleurs, les hotspots causés par l’ombrage et la pollution sont plus discrets et souvent négligés. Ils ne provoquent pas immédiatement des dommages visibles, mais génèrent progressivement une accumulation de chaleur qui entraîne une baisse de puissance, la fissuration du verre, voire la défaillance complète du module. Lorsque l’anomalie de production devient visible, il est souvent trop tard pour en retrouver la cause d’origine.

Le problème des hotspots dus à l’ombrage n’est pas un phénomène isolé mais un risque structurel. Sans détection et prévention en amont, ils peuvent apparaître de façon récurrente pendant les saisons à risque, compromettant la sécurité de fonctionnement et la rentabilité du système photovoltaïque.

1. Comment se forment les hotspots sur les modules photovoltaïques ?

Un hotspot est une zone localisée sur un module photovoltaïque où certaines cellules connaissent une surchauffe anormale. Le phénomène ne trouve pas son origine dans la température elle-même, mais dans l’ombrage. Lorsqu’un élément comme une fiente d’oiseau ou une feuille couvre une cellule, celle-ci ne peut plus produire d’électricité. Le courant est alors bloqué, créant une tension inverse qui transforme la cellule concernée d’un générateur en consommateur d’énergie. Cette inversion provoque une élévation locale de la température et la formation d’un hotspot.

Le problème ne s’arrête pas à une seule cellule. Pour augmenter la tension de sortie, les modules sont composés de 60 à 100 cellules reliées en série, et plusieurs modules sont ensuite connectés en chaîne (string). Il suffit qu’une seule cellule soit partiellement bloquée pour que le courant de toute la string soit affecté. Même si seulement 5 % de la surface d’un module est ombragée, la perte de production peut dépasser 30 %. Plus l’ombrage est concentré et plus le courant est élevé, plus le hotspot se forme rapidement avec une montée en température significative.

Les diodes bypass permettent d’isoler la zone affectée lorsque la situation empire, mais elles ne s’activent qu’à partir d’une tension inverse de 0,5 à 0,7 V. Dans des cas comme l’ombrage très localisé dû aux fientes d’oiseaux, le hotspot apparaît souvent avant l’intervention de la diode. Si la conception du module ou les conditions d’exploitation ne sont pas adaptées, les hotspots apparaîtront de manière répétée et pourront provoquer des dégradations thermiques de l’encapsulation, des brûlures des soudures, voire des fissures du verre, avec des conséquences sur le long terme.

2. Quels types de pollution déclenchent le plus facilement des hotspots sur les modules photovoltaïques ?

Fientes d’oiseaux

Les fientes d’oiseaux représentent la cause la plus fréquente et la plus risquée de formation de hotspots sur les systèmes photovoltaïques. Le problème principal ne vient pas de la surface ombragée, mais de la concentration extrême de l’ombrage et de sa capacité à bloquer totalement la lumière. Une petite tache de fiente recouvrant entièrement une seule cellule peut provoquer une interruption sérieuse du courant dans le circuit en série.

Dans un module photovoltaïque, toutes les cellules sont connectées en série et le courant doit rester constant sur l’ensemble. Lorsqu’une cellule est couverte par une fiente, elle ne peut plus générer de courant photovoltaïque, mais le courant de la string continue d’être imposé. Cela provoque un passage en polarisation inverse de la cellule concernée, qui cesse de produire et se transforme en charge résistive, générant ainsi un hotspot.

De plus, les fientes d’oiseaux sont de mauvais conducteurs thermiques. Une fois l’humidité évaporée, les résidus organiques solides retiennent la chaleur, ce qui aggrave la concentration thermique locale. D’après les inspections de DNV, l’élévation de température sur les cellules affectées par des fientes se situe généralement entre 35°C et 70°C, bien plus élevée que celle causée par d’autres types de pollution.

Il suffit qu’une seule cellule, représentant environ 2 % de la surface du module, soit totalement couverte pour entraîner une chute de puissance de 25 % à 30 % sur l’ensemble du module, déclenchant rapidement un effet de hotspot marqué.

Feuilles mortes

Le risque de hotspot lié aux feuilles mortes est différent de celui causé par les fientes d’oiseaux. Il dépend principalement de la forme de couverture et de la durée de l’accumulation. Une feuille isolée possède généralement un certain taux de transparence (environ 20 % à 40 %). Lorsque les feuilles sont dispersées, la baisse de l’irradiation réduit l’efficacité de production, mais la circulation du courant dans le module reste équilibrée, ce qui rend la formation d’un hotspot peu probable.

En revanche, lorsque plusieurs feuilles s’accumulent, en particulier lorsqu’elles sont humides, leur taux de transparence chute rapidement à moins de 10 %. Dans cette situation, plusieurs cellules dans la zone concernée passent en mode de production très faible ou deviennent totalement inactives. Le courant local ne peut plus circuler, ce qui déclenche une polarisation inverse.

Le rapport de l’IEA PVPS Task 13 souligne que ce phénomène est particulièrement critique au centre des modules, où l’activation des diodes de bypass présente un certain retard. La température locale peut alors augmenter de 20°C à 40°C.

Ce type de risque est fortement saisonnier. Si les feuilles accumulées ne sont pas nettoyées rapidement, elles peuvent générer plusieurs hotspots distribués, compromettant la sécurité de fonctionnement de l’ensemble de la string.

Poussière

Le principal risque lié à l’accumulation de poussière ne réside pas dans la formation de hotspots, mais dans la réduction progressive de l’efficacité globale de la production. Contrairement aux fientes d’oiseaux ou aux feuilles mortes, la poussière se dépose de manière uniforme, ce qui affecte l’intensité lumineuse reçue par l’ensemble du module.

Sous une irradiation globalement réduite mais homogène, le courant photogénéré de toutes les cellules diminue de manière synchrone. Le courant reste équilibré dans le circuit, il n’y a donc pas de polarisation inverse localisée, et par conséquent, la poussière, même si elle couvre 80 % à 90 % de la surface du module, ne génère pas directement de hotspot. Les inspections thermographiques montrent généralement que la différence de température causée par la poussière reste inférieure à 5°C.

Selon l’étude du NREL sur les pertes de performance dues à l’encrassement des modules photovoltaïques, la poussière entraîne généralement une perte de production de 3 % à 7 %. Cependant, si elle se combine avec d’autres formes de pollution, comme des fientes d’oiseaux ou de la mousse, localisées au même endroit, des hotspots peuvent tout de même apparaître, avec des impacts à long terme sur la performance de l’installation.

Mousse

Le danger lié à la mousse provient de la position fixe de l’ombrage, de sa durée extrêmement longue et de sa capacité élevée à retenir la chaleur. La mousse se développe généralement dans les zones où l’eau stagne, notamment le long des cadres des modules. Lorsqu’elle s’installe, elle crée un ombrage localisé semi-permanent, sans caractère saisonnier marqué.

Le mécanisme électrique est similaire à celui des fientes d’oiseaux : dans les zones couvertes par la mousse, la production de courant des cellules est constamment limitée, tandis que le courant de la string continue d’y circuler de manière forcée. Cela conduit à une polarisation inverse prolongée sur les cellules concernées.

De plus, la structure de la mousse, riche en humidité et à faible conductivité thermique, favorise l’accumulation continue de chaleur dans la zone affectée.

Les inspections thermographiques réalisées par TÜV Rheinland montrent que les cellules recouvertes de mousse présentent généralement une élévation de température comprise entre 25°C et 35°C. Ce type de hotspot chronique entraîne non seulement une baisse de la production, mais aussi une accélération du vieillissement de l’encapsulation, une érosion des soudures, et peut aller jusqu’à provoquer des microfissures dans le verre du module.

3. Quels impacts les hotspots ont-ils sur un système photovoltaïque ?

Perte de puissance : dégradation continue de la production

Les hotspots représentent le principal risque de baisse continue de la puissance des modules photovoltaïques. Lorsqu’une cellule passe en polarisation inverse, elle cesse de produire de l’électricité et devient un élément consommateur d’énergie. Cela provoque non seulement un défaut local, mais l’effet est rapidement amplifié par la connexion en série des cellules. Une seule cellule limitée en courant oblige toute la string à réduire son courant, entraînant une chute visible de la puissance du module.

Même lorsque la surface ombragée représente seulement 2 % à 5 %, la perte de puissance du module peut atteindre 20 % à 35 %. Et en présence de plusieurs hotspots, la réduction de la production de toute la string peut dépasser 40 %. Cette perte n’est pas un événement ponctuel, elle se cumule progressivement au fil des cycles d’apparition des ombrages et de la pollution, érosion lente mais continue des performances à long terme du système.

Plus préoccupant encore, sous l’effet répété des hotspots, la perte annuelle de production d’un système photovoltaïque se situe généralement entre 5 % et 10 %. Un problème localisé de petite taille peut rapidement se transformer en une perte de capacité durable à l’échelle de la string, voire de l’ensemble du système, avec des risques supplémentaires d’anomalies électriques secondaires.

Dégradation thermique de l’encapsulation : accélération du vieillissement des matériaux

La chaleur élevée générée en continu par les hotspots est l’un des principaux facteurs qui accélèrent le vieillissement de l’encapsulation des modules photovoltaïques. Lorsque la température locale reste durablement supérieure à 60°C, cela déclenche un processus de vieillissement thermique des matériaux : l’encapsulation jaunit, perd sa stabilité chimique (décroisement), puis évolue vers la formation de bulles, de délamination, créant une chaîne de dégradation irréversible.

La délamination compromet la fonction de protection mécanique du module, accompagnée d’une baisse progressive de la transmittance lumineuse. Les cavités formées dans les zones affectées deviennent des canaux pour l’infiltration d’humidité, entraînant des phénomènes de corrosion. Cela aggrave la fatigue des soudures, la rupture des busbars, et provoque un enchaînement de dégradation des matériaux combiné à des défaillances électriques.

Les tests de vieillissement sous hotspot réalisés par TÜV Rheinland et NREL montrent que la formation de bulles et la délamination surviennent généralement dans un délai de 12 à 24 mois, soit bien plus tôt que la courbe de vieillissement naturel des modules photovoltaïques (estimée à 8 à 10 ans). Plus insidieux encore, la dégradation de l’encapsulation causée par les hotspots commence souvent de l’intérieur, rendant la détection visuelle externe très difficile. À terme, cela affecte gravement les performances optiques, la stabilité mécanique et la capacité de production à long terme du module.

Défaillances électriques : érosion des soudures et rupture de circuit

Les hotspots ne provoquent pas seulement un vieillissement accéléré des matériaux, mais impactent également la connexion électrique des modules. La chaleur localisée exerce en continu une contrainte thermique sur les soudures, les busbars et les grilles conductrices, entraînant une fatigue thermique des métaux.

Sous une contrainte thermique prolongée, généralement entre 90°C et 120°C, les soudures subissent des phénomènes de recristallisation, de microfissures et d’érosion, réduisant considérablement leur fiabilité.

À mesure que les soudures se dégradent, les busbars et les grilles métalliques subissent également des ruptures dues au stress thermique et aux charges de courant. Lorsque le chemin du courant est interrompu, les diodes de bypass sont forcées de s’activer fréquemment, entraînant une dérivation locale du courant et une baisse continue de la production. Les ruptures de circuit peuvent conduire à la déconnexion des modules, à des déséquilibres de tension dans la string, voire à des défauts à la terre.

Les rapports d’inspection de DNV et PVEL indiquent que plus de 18 % des modules défaillants à cause des hotspots présentent des problèmes électriques, tels que l’érosion des soudures, la rupture des busbars ou la fusion des connecteurs. Par rapport au vieillissement naturel, la dégradation électrique causée par les hotspots est non seulement plus rapide, mais aussi hautement progressive, évoluant souvent d’une panne ponctuelle vers une défaillance électrique à l’échelle de la string.

Défaillance structurelle : des microfissures à l’éclatement du verre

La chaleur localisée générée par les hotspots ne se limite pas à l’encapsulation et aux connexions électriques : elle constitue également une menace directe pour l’intégrité structurelle du module. Le stress thermique continu affecte le verre, les cellules et les soudures, déclenchant des cycles d’expansion et de contraction thermique, conduisant à une concentration des contraintes mécaniques.

Sous l’effet de ces cycles thermomécaniques, des microfissures apparaissent dans les cellules, qui s’étendent le long des lignes de contrainte. À mesure que les fissures progressent, l’encapsulation se déchire, le cadre se déforme, et des fissures angulaires ou centrales apparaissent progressivement sur le verre. Ces microfissures peuvent évoluer en éclatement complet du verre ou en rupture de l’encapsulation, entraînant une perte de stabilité mécanique du module.

Les données de DNV et PVEL montrent que les modules présentant des hotspots ont une probabilité de développer des microfissures plus de 2,5 fois supérieure à celle des modules normaux. Parmi ceux-ci, environ 12 % évoluent vers des fissures visibles ou un éclatement total du verre.

Ce type de dégradation structurelle provoque une baisse de la transmittance lumineuse et favorise l’infiltration continue de l’humidité, entraînant une combinaison de défaillances mécaniques, électriques et d’encapsulation, réduisant considérablement la durée de vie du module.

4. Comment identifier et traiter les hotspots

Identifier les hotspots à partir des données et des signaux terrain

Les hotspots sont généralement détectés grâce aux anomalies de performance de production combinées à des défauts physiques visibles. La baisse de puissance est le signal le plus direct, se manifestant par une production de string nettement inférieure aux autres strings. Le déséquilibre de courant est également un indicateur typique : la valeur de courant côté DC est anormalement basse sans explication liée à l’orientation, à l’ombrage ou à la configuration du système.

Les onduleurs affichent souvent des erreurs telles que « déséquilibre de puissance de la string » ou « anomalie DC ». L’analyse de la courbe IV révèle des signes caractéristiques : effondrement de l’épaule de courant, abaissement inversé et déclenchement des diodes de bypass, indiquant une dégradation des performances électriques.

Sur site, les signaux incluent la pollution localisée (fientes d’oiseaux, feuilles mortes, mousse), le gonflement de l’encapsulation, la délamination, l’infiltration d’humidité, des microfissures sur le verre ou la déformation du cadre. Lorsqu’une pollution est associée à une perte de puissance, cela indique un hotspot d’origine environnementale. En revanche, un défaut d’encapsulation combiné à un courant anormal persistant signale un hotspot structurel ou électrique. La poussière uniformément répartie entraîne seulement une baisse globale de la production sans formation de hotspot.

Le croisement entre les données électriques et les anomalies physiques observées sur le terrain permet de détecter rapidement les modules suspects.

Utiliser les outils de diagnostic pour confirmer la position et l’origine des hotspots

La thermographie infrarouge est le moyen le plus direct pour identifier les hotspots. Une différence de température de ≥ 10°C sur la surface du module est considérée comme un hotspot suspect. En dessous de 5°C, il s’agit généralement de simples différences de dissipation thermique. Les mesures doivent être réalisées en plein soleil avec une charge maximale, pour éviter les erreurs dues à une faible irradiance.

• Inspection EL (électroluminescence) : détecte les microfissures, ruptures de busbars et délaminations invisibles. Elle est particulièrement efficace pour repérer les défauts structurels ou les hotspots en phase initiale.
• Analyse de la courbe IV : se concentre sur les anomalies électriques. Les signes typiques sont l’effondrement de l’épaule de courant, l’abaissement inversé et l’activation des diodes de bypass. Elle ne localise pas la zone défectueuse mais confirme la présence d’un déséquilibre de courant ou d’un problème de diode.
• Thermographie par drone : utilisée dans les grandes centrales pour localiser rapidement les zones à haute température. Pour les installations sur toiture, la caméra thermique portable est privilégiée, accompagnée de l’inspection EL pour les défauts structurels et de l’analyse IV pour confirmer les anomalies électriques.

En combinant les résultats de la thermographie, des courbes électriques IV et de l’inspection EL, il est possible de déterminer précisément si le hotspot est dû à un ombrage par pollution, à un défaut structurel ou à une anomalie électrique, fournissant ainsi une base fiable pour le traitement correctif.

Choisir la bonne méthode de traitement en fonction de l’origine du hotspot

Quelle que soit l’origine du hotspot, la règle générale est claire : les hotspots d’origine environnementale sont réparables, tandis que les hotspots structurels ou électriques nécessitent le remplacement du module.

• Les hotspots causés par la pollution représentent un risque réversible. Ils peuvent être corrigés par un nettoyage fréquent et une maintenance ciblée. Si la pollution se reproduit, en particulier sur les faîtages, les saillies ou les zones sujettes à l’accumulation d’eau, il est recommandé d’installer des dispositifs anti-oiseaux ou d’améliorer le drainage.
• Les hotspots structurels, tels que le gonflement de l’encapsulation, la délamination ou les microfissures, sont considérés comme des défaillances irréversibles. Dès qu’ils sont confirmés, le remplacement immédiat du module est indispensable. Continuer à faire fonctionner un module défectueux ne fera qu’accélérer le vieillissement des matériaux et augmenter le risque de panne électrique.
• Les hotspots d’origine électrique résultent souvent de l’érosion des soudures, de la rupture des busbars ou de la défaillance des diodes de bypass. Un problème de diode peut être temporairement isolé pour maintenir le fonctionnement, mais toute défaillance électrique associée à une surchauffe exige le remplacement immédiat du module.

Mettre en place un mécanisme de prévention et de gestion des risques liés aux hotspots

La clé pour prévenir les hotspots est d’éliminer les conditions qui les provoquent, tout en maintenant un cycle de surveillance continue du risque. Un contrôle efficace repose sur deux niveaux :

• D’une part, la protection environnementale et structurelle.
• D’autre part, la détection précoce des défauts et le retrait immédiat des modules défectueux, formant ainsi un cycle fermé de la prévention à la gestion corrective.

Pour les hotspots d’origine environnementale, la solution passe par un nettoyage régulier, l’amélioration du drainage et l’installation de dispositifs anti-oiseaux pour limiter le risque de réapparition.

Pour les hotspots d’origine structurelle ou électrique, la prévention repose sur un contrôle strict de la qualité des modules et le respect des normes d’installation. Pendant la phase de construction, il est essentiel d’éliminer les concentrations de contraintes mécaniques et d’éviter les défauts de soudure.

La maintenance doit combiner une surveillance thermique régulière (thermographie) et des contrôles approfondis annuels, afin de garantir un suivi constant de l’état du système.

5. Comment prévenir systématiquement les hotspots dans un système photovoltaïque ?

5. Prévention par la conception des modules

La structure du module détermine si un ombrage peut ou non provoquer un hotspot. Les modules équipés de technologies comme les c

ellules divisées (triplo cut), les multi-busbars (MBB) ou le contact arrière intégral (IBC) permettent de mieux répartir le courant et de réduire le risque de déséquilibre local, donc de hotspot.

La technologie triplo cut divise davantage les circuits électriques, ce qui limite l’impact de l’ombrage à des zones beaucoup plus petites.

Le multi-busbar offre plus de chemins pour le courant, réduisant le risque de concentration de courant.

La structure half-cut (demi-cellule) permet un découpage en branches parallèles, réduisant la densité de courant sur chaque branche.

La technologie IBC à contact arrière intégral présente actuellement la meilleure résistance aux ombrages, grâce à des chemins de courant très courts et à l’absence de grilles sur la face avant qui pourraient générer des zones d’ombre.

Les modules bifaciaux double verre n’offrent pas de protection spécifique contre les hotspots du point de vue de leur structure électrique, mais dans les environnements à forte réflexion, la production du côté arrière peut partiellement compenser la perte de puissance due à l’ombrage frontal.

2. Réduire le risque de hotspots par une installation et une configuration optimisées

L’installation et la configuration sont des étapes clés pour prévenir les hotspots. L’ombrage provient principalement de la structure du toit, de l’environnement alentour, ainsi que de l’accumulation de pollution au fil du temps. Un agencement judicieux des rangées et des mesures de protection sur site peuvent efficacement diminuer la probabilité d’apparition de hotspots.

Lors de la phase d’installation, le risque de hotspots est principalement lié aux ombrages et aux pollutions. Les sources d’ombres les plus fréquentes sont les faîtages, les parapets, les conduits de ventilation, les tours d’évacuation, ainsi que les bâtiments voisins ou les ombres portées par la végétation. Ces ombrages varient également dynamiquement selon les saisons, la hauteur du soleil et la croissance de la végétation. Il est essentiel que les rangées évitent ces zones à haut risque, en particulier les ombres portées par les faîtages, les saillies et les gouttières.

Il est recommandé de maintenir une distance de sécurité de 30 à 50 cm entre les modules et tout obstacle plus élevé, afin de garantir un éclairage uniforme au sein de la string et d’éviter un déséquilibre de courant dû à un ombrage localisé. Pour les toits avec des ombrages fixes, il faut optimiser la conception en ajustant la disposition des rangées ou en excluant les zones ombragées.

Pendant la phase d’exploitation, les hotspots causés par la pollution ne doivent pas être négligés. L’installation de dispositifs anti-oiseaux, de protections contre l’accumulation de feuilles mortes, le maintien d’un bon drainage et la réduction des zones humides contribuent à limiter le risque d’accumulation de polluants et donc d’apparition de hotspots. Les toits exposés au nord ou à l’ombre doivent être régulièrement inspectés pour la présence de mousse.

Dans les situations où l’ombrage ne peut être complètement évité, l’utilisation d’onduleurs multi-MPPT, de micro-onduleurs ou d’optimiseurs peut atténuer les pertes de production dues à l’ombrage. Cependant, ces optimisations électriques améliorent uniquement la production globale et ne permettent pas d’éliminer le risque de hotspot.

3. Assurer le contrôle à long terme des risques grâce à un système de maintenance

Selon les statistiques de maintenance de DNV et de l’IEA, un nettoyage régulier permet de réduire d’environ 70 % l’incidence des hotspots liés à la pollution, atténuant efficacement les élévations locales de température et les pertes de production causées par les feuilles mortes et les fientes d’oiseaux en automne et en hiver.

Cependant, la pollution n’est qu’un facteur déclencheur parmi d’autres. Les hotspots ne sont pas des événements ponctuels, mais un risque structurel provoqué par l’interaction continue entre les changements environnementaux, le vieillissement des modules, la dégradation des matériaux et le stress électrique. Ce risque traverse l’ensemble du cycle de vie d’un système photovoltaïque. Comparé aux optimisations statiques réalisées en phase de conception, la maintenance joue un rôle crucial dans la gestion dynamique de ces risques à long terme.

Dans la pratique, les hotspots d’origine environnementale et ceux liés à des défaillances structurelles ou électriques présentent des comportements de risque très différents :

• Les premiers sont souvent saisonniers et dépendent d’une surveillance fréquente sur site associée à des opérations de nettoyage rapides et répétées.
• Les seconds proviennent de la fatigue des matériaux, de déséquilibres électriques ou de défauts de fabrication, nécessitant des inspections approfondies périodiques et des interventions préventives précoces.

En l’absence d’une gestion efficace, un hotspot évolue progressivement d’une simple anomalie thermique locale vers une dégradation de l’encapsulation, une érosion des soudures, un déséquilibre de courant, entraînant la déconnexion des strings et une perte structurelle et durable de la performance énergétique du système.

Un système de maintenance efficace constitue ainsi le cœur du cycle de gestion du risque lié aux hotspots. Son rôle dépasse la simple élimination des pollutions superficielles ou la réparation des pannes, intégrant des outils de surveillance multidimensionnels comme la thermographie, l’inspection électroluminescente (EL) et l’analyse des courbes IV. Ces moyens permettent de quantifier en continu l’état des modules, d’anticiper l’évolution des risques, d’ajuster dynamiquement la fréquence des inspections, les stratégies de diagnostic et les procédures d’intervention, afin de préserver la stabilité thermique et l’intégrité électrique du système.

Dans les normes actuelles de gestion des actifs photovoltaïques, le risque lié aux hotspots est reconnu comme une variable structurelle critique impactant la performance de production, accélérant le vieillissement des modules, augmentant les coûts d’exploitation et réduisant la valeur des actifs. L’absence d’un cycle de gestion fermé entraîne une propagation irréversible de ce risque, selon une trajectoire de dégradation des performances et d’augmentation des coûts.

La gestion des hotspots ne peut plus être considérée comme une simple stratégie de maintenance isolée, mais doit être intégrée comme une compétence fondamentale au sein d’un cadre global de gestion de la santé du système. Grâce à l’optimisation de la structure des modules, à l’amélioration du layout du système et à la coordination d’un cycle de maintenance fermé, le risque de hotspot peut être transformé d’un facteur de défaillance en une condition opérationnelle contrôlable et surveillable. Ceci est un préalable indispensable pour assurer la stabilité des revenus et de la valeur structurelle sur toute la durée de vie du système photovoltaïque.

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Références

DNV. (2021). PV Module Reliability Scorecard 2021. DNV Energy Systems. https://www.dnv.com/services/pv-module-reliability-scorecard-2021-200178
PVEL. (2023). PV Module Reliability Scorecard 2023. PV Evolution Labs (PVEL). https://www.pvel.com/pv-module-reliability-scorecard/
NREL. (2022). Impact of Soiling on PV System Performance: Review and Analysis. National Renewable Energy Laboratory. https://www.nrel.gov/docs/fy22osti/82015.pdf
IEA PVPS Task 13. (2020). Soiling of Photovoltaic Panels: Literature Review, Measurement, and Modeling. International Energy Agency. https://iea-pvps.org/research-tasks/task-13/
TÜV Rheinland. (2021). Quality Monitor: Global PV Module Reliability Testing. TÜV Rheinland Group.https://www.tuv.com/media/corporate/products_1/renewables_1/solar/solar_quality_monitor.pdf
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