Plus le soleil est fort, moins la production est élevée ? La vérité sur la baisse de production photovoltaïque due aux fortes chaleurs estivales

Table des matières

• Pourquoi la production à midi en été n’est-elle pas toujours la plus élevée ?
• En cas de forte chaleur, s’agit-il d’un problème de module ou d’onduleur ?
• Combien de puissance la chaleur peut-elle réellement « voler » ?
• TOPCon, HJT et IBC : quelles différences de performance à haute température ?
• Pourquoi le surdimensionnement DC/AC peut-il réduire les pertes estivales ?
• Au-delà du choix des modules, la méthode d’installation influence aussi la production estivale
• Comment l’utilisateur peut-il déterminer si son système fonctionne normalement ?
• Conclusion : pour choisir un système photovoltaïque en été, la « puissance nominale » ne suffit pas

De nombreux utilisateurs de systèmes photovoltaïques constatent un phénomène inhabituel en été : bien que l’ensoleillement soit le plus fort à midi, la courbe de production affichée dans l’application de surveillance n’atteint pas le pic attendu. À l’inverse, lors d’une journée ensoleillée au printemps, ou juste après un orage estival lorsque la température de l’air reste basse, le système atteint plus facilement une puissance élevée.

Cela ne signifie pas nécessairement que les modules ou l’onduleur sont défectueux. La production photovoltaïque dépend de l’irradiance solaire, et non de la température. Pour les modules photovoltaïques, la lumière du soleil est la source d’énergie, mais une température élevée réduit leur capacité de sortie réelle. Autrement dit, un fort ensoleillement est favorable à la production, tandis que la chaleur entraîne en même temps des pertes.

1. Pourquoi la production à midi en été n’est-elle pas toujours la plus élevée ?

La puissance nominale d’un module photovoltaïque est généralement mesurée dans des conditions d’essai standard : irradiance de 1000 W/m², température des cellules de 25°C et spectre AM1.5. Le problème est que les modules installés sur de vraies toitures restent rarement longtemps à une température de fonctionnement de 25°C.

En été, la surface du toit absorbe continuellement la chaleur, tandis que la dissipation thermique à l’arrière des modules peut être limitée. Si la température ambiante atteint 35°C, la température réelle de fonctionnement des cellules peut monter à 60°C, voire 65°C. Dans ce cas, même si l’ensoleillement est fort, l’augmentation de la température interne du module réduit toujours la puissance de sortie.

Le cœur de ce phénomène n’est pas que « le soleil n’est pas assez fort », mais que « le module est trop chaud ». À haute température, la tension à circuit ouvert des cellules diminue nettement, et cette baisse de tension affecte directement la puissance maximale de sortie du module. C’est pourquoi de nombreux utilisateurs constatent qu’à midi en été, même si l’irradiance est élevée, la courbe de puissance n’atteint pas la puissance nominale du module. Lors d’une journée ensoleillée au printemps ou juste après la pluie, lorsque la température des modules est plus basse, il est au contraire plus facile d’observer une puissance instantanée proche du pic.

2. En cas de forte chaleur, s’agit-il d’un problème de module ou d’onduleur ?

Lorsque la production baisse en été, beaucoup pensent d’abord à une limitation de puissance de l’onduleur. En réalité, dans la plupart des systèmes correctement ventilés et installés, la principale source de perte liée à la chaleur est généralement le module photovoltaïque lui-même, et non l’onduleur.

L’onduleur peut effectivement être affecté par la chaleur. En particulier lorsqu’il est installé sur un mur exposé au soleil, dans un espace fermé ou dans un endroit mal ventilé, une température ambiante trop élevée peut déclencher une protection par déclassement et réduire la puissance de sortie. Mais dans les installations de toiture classiques ou les projets commerciaux et industriels, la perte de puissance causée par l’augmentation de la température des modules est plus courante et apparaît plus tôt.

En résumé :

Par conséquent, pour évaluer les performances estivales d’un système photovoltaïque, il ne suffit pas de regarder si le soleil est fort. Il faut aussi analyser ensemble la température des modules, la ventilation de l’installation, l’emplacement de l’onduleur et la conception du système.

3. Combien de puissance la chaleur peut-elle réellement « voler » ?

Le paramètre le plus important pour évaluer la résistance d’un module à la chaleur est le coefficient de température Pmax, c’est-à-dire le Temperature Coefficient of Pmax.

Il indique de combien la puissance maximale de sortie du module diminue lorsque la température des cellules augmente de 1°C. Pour les modules cristallins traditionnels, le coefficient de température Pmax se situe généralement autour de -0,35 %/°C à -0,40 %/°C. Autrement dit, plus la température du module est élevée, plus sa puissance réelle diminue.

Prenons un exemple simple :

Pour un module de 430 W dont le coefficient de température Pmax est de -0,35 %/°C, si la température des cellules atteint 65°C en été, elle est supérieure de 40°C à la température de 25°C des conditions d’essai standard.

La perte de puissance est d’environ :

40 × 0,35 % = 14 %

Cela signifie que ce module de 430 W peut perdre environ 60 W de puissance instantanée uniquement à cause de la chaleur. En fonctionnement réel, il faut encore ajouter d’autres facteurs comme la poussière, les pertes dans les câbles, le rendement de conversion de l’onduleur et l’angle d’installation. Il est donc normal que la puissance côté AC observée par l’utilisateur soit inférieure à la puissance nominale du module.

Cela explique aussi pourquoi certains utilisateurs constatent qu’après un orage estival, lorsque le soleil réapparaît soudainement, la puissance photovoltaïque est parfois élevée. À ce moment-là, l’irradiance se rétablit rapidement, tandis que la température des modules n’a pas encore complètement augmenté. Pendant une courte période, le système se trouve dans un état idéal de « fort ensoleillement + basse température ».

4. TOPCon, HJT et IBC : quelles différences de performance à haute température ?

Dans un environnement à haute température, la technologie du module influence la stabilité réelle de la production. Les différentes structures de cellules présentent des coefficients de température Pmax différents, ce qui entraîne également des différences dans les pertes à long terme liées à la chaleur.

Du point de vue du choix des modules, il ne faut pas se limiter à la puissance nominale. Par exemple, deux modules peuvent tous deux afficher 430 W en laboratoire, mais si leurs coefficients de température sont différents, leur production réelle sur une toiture en été peut varier.

Pour l’Europe du Sud, les toitures commerciales et industrielles, les carports photovoltaïques ou les toitures à faible ventilation, la valeur du coefficient de température devient plus évidente. Ces projets dépendent souvent fortement de la production estivale pour leurs revenus, et les pertes liées à la chaleur peuvent influencer directement la production annuelle et le délai de retour sur investissement.

5. Pourquoi le surdimensionnement DC/AC peut-il réduire les pertes estivales ?

De nombreux projets utilisent un surdimensionnement DC/AC, c’est-à-dire que la capacité DC des modules est supérieure à la capacité AC de l’onduleur. Par exemple, un onduleur de 100 kW AC peut être associé à une capacité de modules de 120 kWc à 130 kWc.

Cette conception ne signifie pas que l’on « gaspille des modules ». Elle vise à permettre à l’onduleur de fonctionner proche de sa pleine charge pendant davantage de périodes. Dans un environnement réel, les modules photovoltaïques atteignent rarement leur puissance nominale pendant longtemps, en particulier lors de fortes températures, d’une faible irradiance, ou le matin et le soir, lorsque leur puissance est inférieure à la valeur nominale mesurée en conditions STC.

Un surdimensionnement raisonnable permet de :

• compenser la baisse de puissance causée par la température élevée des modules en été ;
• améliorer le taux d’utilisation de l’onduleur pendant les périodes de moyenne et faible irradiance ;
• améliorer la courbe de production annuelle au lieu de rechercher uniquement le pic instantané de midi ;
• trouver un équilibre plus stable entre coût et rendement.

Cependant, le ratio de surdimensionnement n’est pas à augmenter sans limite. Un ratio DC/AC trop élevé peut entraîner des pertes par écrêtage, des contraintes de vérification côté entrée de l’onduleur et une complexité accrue de conception du système. Par conséquent, pour les projets commerciaux et industriels, il convient d’effectuer des calculs en fonction des conditions locales d’irradiance, de la technologie des modules, de l’angle d’installation, des caractéristiques de l’onduleur et de la courbe de charge d’autoconsommation.

6. Au-delà du choix des modules, la méthode d’installation influence aussi la production estivale

Les pertes liées à la chaleur ne dépendent pas seulement de la technologie des modules, mais aussi de l’environnement d’installation.

Si les modules sont proches de la surface du toit et que la circulation de l’air à l’arrière est insuffisante, la chaleur s’accumule plus facilement et la température des cellules continue d’augmenter. À l’inverse, si l’espace de ventilation derrière les modules est suffisant, la convection naturelle peut aider à dissiper la chaleur et réduire la température de fonctionnement.

Dans les projets réels, les points suivants méritent une attention particulière :

• l’installation en toiture doit conserver autant que possible un espace de ventilation à l’arrière des modules ;
• les installations BIPV ou intégrées doivent accorder une attention particulière à la conception thermique ;
• les carports, pergolas et structures ouvertes offrent généralement de meilleures conditions de ventilation ;
• les toitures sombres et les toitures métalliques peuvent encore augmenter la température de fonctionnement des modules en été ;
• la poussière, les fientes d’oiseaux, les feuilles et d’autres ombrages locaux peuvent accroître le risque de points chauds et amplifier la pression de fonctionnement pendant les périodes de forte chaleur.

Dans les régions à fortes températures estivales, le choix des modules, la hauteur de la structure, le chemin de ventilation et l’emplacement de l’onduleur doivent être évalués comme un système complet, au lieu de comparer uniquement le prix au watt des modules.

7. Comment l’utilisateur peut-il déterminer si son système fonctionne normalement ?

Si la production à midi en été est inférieure à la puissance nominale, l’utilisateur peut d’abord vérifier les éléments suivants :

Si la courbe globale du système est régulière, sans message d’erreur, et que les différences entre chaînes ne sont pas importantes, une puissance à midi inférieure aux attentes en été correspond souvent à un phénomène normal de perte liée à la température. En cas d’anomalie sur une chaîne, de déconnexions fréquentes, d’alarmes de l’onduleur ou d’échauffement local d’un module, il est recommandé de contacter un professionnel pour une inspection.

Conclusion : pour choisir un système photovoltaïque en été, la « puissance nominale » ne suffit pas

La baisse de production photovoltaïque en été ne signifie pas nécessairement une panne du système. Elle résulte souvent de l’effet combiné des caractéristiques physiques des modules et de l’environnement à haute température. La production photovoltaïque a besoin de soleil, mais les modules n’aiment pas les fortes chaleurs.

Pour les futurs projets photovoltaïques résidentiels, commerciaux et industriels, en particulier en Europe du Sud, sur les toitures chaudes, les carports et dans les scénarios à forte autoconsommation, le choix des modules ne devrait pas se limiter à la puissance et au prix au watt. Il convient également de prêter attention aux points suivants :

• coefficient de température Pmax ;
• technologie N-Type ;
• stabilité réelle de la production à haute température ;
• conception raisonnable du surdimensionnement DC/AC ;
• ventilation de la toiture et conditions de dissipation thermique du système ;
• rendement de production à long terme et délai de retour sur investissement.

La valeur des nouvelles générations de modules telles que TOPCon, HJT et IBC se manifeste précisément dans ces conditions réelles de fonctionnement. La puissance standard détermine les performances en laboratoire, tandis que le coefficient de température et la conception du système déterminent la capacité réelle de production sur une toiture estivale.

Références françaises

IEC 61853 Final Report — Évaluation des performances des modules photovoltaïques sous conditions STC

URL: https://sustainabletechnologies.ca/app/uploads/2016/01/IEC61853_FinalReport_Dec2015.pdf

PV Education — Température nominale de fonctionnement des cellules photovoltaïques

URL: https://www.pveducation.org/pvcdrom/modules-and-arrays/nominal-operating-cell-temperature

NREL — Manuel PVWatts Version 5

URL: https://docs.nrel.gov/docs/fy14osti/62641.pdf

SMA Solar Technology — Déclassement thermique Sunny Boy / Sunny Tripower

URL: https://files.sma.de/downloads/Temp-Derating-TI-en-15.pdf

NREL — Effet du ratio de charge de l’onduleur sur l’estimation de production

URL: https://www.nrel.gov/docs/fy22osti/82812.pdf

NREL ATB — PV AC-DC / ratio de charge de l’onduleur

URL: https://atb.nrel.gov/electricity/2022/pv-ac-dc