Sommaire
- LID et recommandations pour en réduire l’impact
- PID et recommandations pour en réduire l’impact
- Vieillissement naturel des modules photovoltaïques et recommandations
- Microfissures, points chauds et mesures correctives
Les modules photovoltaïques subissent inévitablement une dégradation de performance au cours de leur utilisation, généralement divisée entre une dégradation initiale et une dégradation à long terme. Les types courants incluent la dégradation induite par la lumière (LID), la dégradation induite par le potentiel (PID), les effets de points chauds, les microfissures et le vieillissement des matériaux. Ces mécanismes sont étroitement liés au dopage des matériaux, au stress électrique, aux conditions environnementales et à la structure d'encapsulation. S'ils ne sont pas maîtrisés, ils peuvent affecter directement les performances à long terme du système et le retour sur investissement.
Les technologies N-type dominantes actuellement (comme TOPCon, HJT, IBC) ont, grâce à l’optimisation des matériaux et des procédés, stabilisé le taux de dégradation annuel autour de 0,35 % à 0,4 %, surpassant ainsi les modules PERC traditionnels. Pour aider les utilisateurs à identifier les risques, optimiser le choix des modules et la configuration, cet article analyse les mécanismes ci-dessus, leurs origines, leurs différences techniques et propose des recommandations pour aider les entreprises à construire un système photovoltaïque fiable et stable.
LID et recommandations pour en réduire l’impact
La dégradation induite par la lumière (LID, Light-Induced Degradation) est un phénomène de dégradation initiale provoqué par l’exposition à la lumière, observé principalement dans les cellules en silicium de type P. Elle se divise en trois types selon son mécanisme : LID induit par des complexes bore-oxygène (BO-LID), dégradation induite par lumière et température élevée (LeTID), et dégradation de passivation induite par les UV (UVID).
1. BO-LID (dégradation induite par des complexes bore-oxygène)
La BO-LID est un mécanisme de dégradation initiale courant dans les modules à base de silicium de type P, provoqué par la formation de complexes bore-oxygène dans le silicium dopé au bore. Ce phénomène survient généralement dans les heures ou jours suivant la mise en service du système, avec une perte de puissance pouvant atteindre 2 à 5 %, selon la teneur en oxygène du wafer et la structure de la cellule.
Cette dégradation est rapide et tend à se stabiliser à court terme. L’utilisation de silicium dopé au gallium ou de wafers à faible teneur en oxygène permet de réduire cet effet. Un traitement de recuit par injection lumineuse avant livraison peut également stabiliser les performances initiales.
Une fois cette phase stabilisée, la LID entre dans une phase linéaire dominée par le vieillissement des matériaux, avec un taux annuel de dégradation généralement maintenu entre 0,35 % et 0,4 %. Les modules de haute qualité utilisant du silicium de type N (comme TOPCon, IBC, HJT) sont naturellement immunisés contre la LID grâce à l’absence de complexes bore-oxygène, offrant une meilleure homogénéité de puissance initiale et une stabilité à long terme.
De plus, pour compenser cette dégradation initiale et augmenter la puissance nominale, certains fabricants appliquent une tolérance de puissance positive d’environ +5 %. Toutefois, ce surplus est valable uniquement dans les conditions standard de test (STC) et n’a qu’un impact limité sur les performances en conditions réelles. La capacité à contrôler la LID reste un critère essentiel de qualité des modules.
2. UVID (dégradation induite par les UV)
Lorsque les modules photovoltaïques sont exposés longtemps aux rayons ultraviolets, une dégradation des matériaux de surface peut apparaître, appelée UVID. En raison de la présence d’oxydes de silicium, une couche d’oxyde de bore peut se former sur la surface du module après exposition initiale, réduisant ainsi l’efficacité. Cette dégradation est principalement due aux matériaux de conversion photoélectrique et peut être causée par des réactions chimiques ou des ruptures internes, entraînant une baisse d’efficacité et de puissance de sortie.
Pour réduire le risque d’UVID, les fabricants utilisent généralement des matériaux résistants aux UV, optimisent les matériaux d’encapsulation pour améliorer la protection, et effectuent des tests de vieillissement accéléré aux UV afin de valider la durabilité.
3. LeTID (dégradation induite par lumière et température élevée)
Le LeTID est une forme de dégradation spécifique apparaissant sous forte irradiation et température élevée, principalement due à des défauts dans les matériaux des cellules. Ces conditions activent les défauts internes, augmentant la recombinaison des porteurs et la résistance, ce qui entraîne une perte de puissance. Semblable à la LID sous certains aspects, le LeTID se manifeste toutefois généralement entre 3 et 12 mois après la mise en service, avec une perte de puissance cumulée pouvant atteindre 4 % à 6 %.
Si aucune mesure de prévention n’est mise en place, le LeTID peut devenir un point de litige pendant la période de garantie. Pour en limiter les effets, il est essentiel de renforcer la stabilité thermique, d’optimiser les procédés et d’améliorer les matériaux pour garantir la stabilité des performances dans les environnements chauds.
Recommandations :
(1) Privilégier les technologies de type N
La dégradation de puissance à long terme d’un module dépend principalement de la structure de la cellule. Les cellules de type N, telles que TOPCon, HJT et IBC, ne contenant pas de complexes bore-oxygène, évitent naturellement le phénomène de LID (Light-Induced Degradation), offrant ainsi une meilleure stabilité initiale et une fiabilité accrue à long terme.
Prenons l'exemple de la technologie HJT :
- 1ère année : dégradation d’environ 1 %
- À partir de la 2e année : dégradation annuelle moyenne d’environ 0,35 %
- Dégradation totale sur 30 ans ≈ 1 % + 29 × 0,35 % = 1 % + 10,15 % = 11,15 %
Même sur un cycle de fonctionnement de 30 ans, la dégradation globale peut être maintenue en dessous de 12,6 %, ce qui convient parfaitement aux projets commerciaux et industriels exigeant une stabilité de rendement à long terme.
(2) Porter attention à la structure d’encapsulation
Les rayons UV, la pénétration de l’humidité et le jaunissement des matériaux sont des facteurs clés accélérant la dégradation des modules. Il convient de choisir des modules ayant une forte résistance aux UV, une bonne densité d’encapsulation et ayant passé des tests de fiabilité tels que la norme IEC 61215.
(3) Comprendre la tolérance de puissance
Certains modules présentent une tolérance de puissance nominale de +3 % à +5 %, visant à compenser la dégradation initiale. Toutefois, ce surplus n’est valable que dans les conditions de test STC et ne remplace pas la capacité réelle de résistance à la dégradation en fonctionnement. Lors du choix des modules, il est donc recommandé de se référer en priorité aux données de dégradation mesurées et aux performances constatées en conditions réelles.
PID et recommandations pour en réduire l’impact
La dégradation induite par le potentiel (PID) est un phénomène de vieillissement qui apparaît souvent après 4 à 10 ans d’utilisation des modules solaires. Elle résulte principalement d’une différence de potentiel constante entre les cellules et le cadre ou le verre du module. En environnement chaud et humide, cela peut entraîner la migration d’impuretés telles que les ions sodium, dégradant la couche isolante, ce qui provoque une baisse des performances des cellules et une réduction de la puissance en sortie.
Le PID est difficile à détecter à un stade précoce à l’œil nu ou par des contrôles standards. Une identification précise nécessite un imagerie EL ou une analyse de la courbe IV. Pour les utilisateurs sans équipements spécialisés, des indices comme une chute de tension du système ou une baisse anormale du courant dans les chaînes peuvent constituer des signes préliminaires. Sans intervention, le PID peut entraîner une perte cumulée de puissance allant jusqu’à 20 %–50 % en quelques années, et provoquer des litiges de garantie.
La plupart des fabricants ont aujourd’hui recours à des matériaux résistants au PID et à des procédés optimisés pour en limiter les effets. Toutefois, les tests menés par des organismes tiers comme PVEL montrent que sous haute tension, avec de grands écarts thermiques et en milieu humide, le PID peut encore se manifester. Ce phénomène mérite donc une attention particulière, notamment dans les grandes centrales au sol.
Ainsi, lors de la sélection des modules pour un projet, il convient de prêter attention aux points suivants :
- Privilégier les modules certifiés résistants au PID, ayant passé des tests selon la norme IEC 62804 et démontrant une stabilité en conditions de forte humidité et haute tension ;
- Éviter une mise en série excessive augmentant la tension du système ; limiter le nombre de modules par chaîne selon les spécifications de l’onduleur pour rester dans une plage de tension sûre ;
- Vérifier si l’onduleur dispose d’une fonction de polarisation inversée, utile pour atténuer l’accumulation de PID, particulièrement adaptée aux grandes centrales photovoltaïques ;
- Considérer les données réelles de dégradation à long terme et privilégier les produits disposant de résultats vérifiés par des organismes indépendants.
Vieillissement naturel des modules photovoltaïques et recommandations
Outre les mécanismes de dégradation bien connus tels que le PID et le LID, les modules photovoltaïques peuvent également subir, au fil du temps, des baisses irréversibles de performance dues à la dégradation physique ou chimique de l'encapsulation, du backsheet, du verre ou des cellules elles-mêmes. Dans des environnements caractérisés par une forte chaleur, une humidité élevée et une forte exposition aux UV, ces facteurs de vieillissement naturel accélèrent la perte de capacité de production. Il est donc essentiel de les prendre en compte dès la phase de sélection des matériaux et de conception structurelle.
Vieillissement de la couche d’encapsulation
L’exposition prolongée des couches d’encapsulation aux rayons UV peut entraîner un jaunissement, des fissures ou une baisse d’adhérence, réduisant ainsi la transmission de la lumière. Les matériaux d’encapsulation courants incluent l’EVA, le POE et les structures composites à trois couches EPE (EVA+POE+EVA) :
- L’EVA est une technologie mature mais offre une résistance au vieillissement relativement limitée ;
- Le POE présente une meilleure résistivité et une capacité supérieure de barrière contre la vapeur d’eau ;
- L’EPE combine les avantages des deux matériaux précédents et s’est imposé comme le choix privilégié pour les modules de milieu et haut de gamme.
De plus en plus de modules utilisent aujourd’hui des encapsulations entièrement en POE ou en EPE, afin d’améliorer leur stabilité et leur résistance à la dégradation dans des environnements chauds et humides.
Dégradation du backsheet
La défaillance du backsheet est l’une des principales causes de dégradation à moyen et long terme, augmentant significativement les risques d’infiltration d’humidité, de corrosion des cellules et de fuite électrique. Les matériaux de backsheet les plus utilisés sont le PET, le TPT (PET avec revêtement fluoré) et le PAPF avec couche d’aluminium. Leurs performances ont un impact direct sur la stabilité à long terme du module :
- Le PET standard est peu coûteux, mais sujet à l’hydrolyse en environnement chaud et humide, ce qui réduit l’étanchéité de l’encapsulation ;
- Le backsheet PAPF offre une excellente barrière contre la vapeur d’eau, mais certains modèles présentent des risques de fuite électrique et doivent être choisis avec prudence ;
- Les structures biface en verre (double vitrage), avec verre des deux côtés, présentent une perméabilité à la vapeur d’eau proche de 0 g/m²·j et offrent d’excellentes performances contre l’humidité et les intempéries, adaptées aux projets de taille moyenne à grande exigeant une haute stabilité.
Lors du choix des modules, il convient également de veiller à la compatibilité structurelle entre le backsheet et le type de cellule. Les cellules de type N comme TOPCon et HJT exigent une grande transparence et une intégrité d’encapsulation élevée ; il est recommandé d’utiliser des backsheets à film composite hautement barrière et anti-UV, ou une structure à double vitrage pour garantir un contrôle durable de la perte de performance.
Dégradation des performances des cellules
En tant qu’élément central de génération d’électricité du module, la stabilité des cellules solaires détermine directement la performance globale. Les produits les plus courants sont conçus pour une durée de vie supérieure à 25 ans, et la majorité des fabricants proposent une garantie correspondante.
Cependant, dans des conditions difficiles comme des températures élevées, une forte humidité ou une exposition intense aux UV, la structure matérielle des cellules peut se détériorer, entraînant une augmentation du taux de recombinaison des porteurs, ce qui réduit l’efficacité et la puissance de sortie. Les phénomènes de dégradation incluent également les microfissures, le délaminage des grilles métalliques et l’aggravation de la courbe de perte, souvent difficiles à détecter au début mais causant une perte de rendement progressive.
Pour améliorer la résistance au vieillissement des cellules, les fabricants doivent continuer à optimiser la pureté des wafers, les procédés de dopage et la structure des électrodes. Il est également recommandé, durant la phase d’utilisation, de maintenir les panneaux solaires propres, d’éviter l’ombrage et d’effectuer des inspections régulières pour ralentir la dégradation des performances.
Couche en verre : support structurel et protection environnementale
La couche de verre d’un module photovoltaïque remplit à la fois une fonction de support mécanique et de protection contre les éléments extérieurs. Elle constitue également la première barrière contre la poussière, l’humidité et les chocs susceptibles d’endommager les cellules. Les solutions actuellement courantes incluent :
- Verre trempé de 3,2 mm : haute résistance aux chocs et à la dilatation thermique, adapté aux structures mono-verre soumises à des charges mécaniques importantes ;
- Verre semi-trempé de 2,0 mm / 1,6 mm : bonne planéité, faibles contraintes internes, mieux adapté aux procédés de laminage biface, améliorant le rendement de production et l’uniformité optique.
Les modules biface avec verre des deux côtés présentent une perméabilité à la vapeur d’eau extrêmement faible (proche de 0 g/m²·j), ce qui leur confère une excellente stabilité et résistance au vieillissement en environnement chaud et humide. Ils sont devenus l’une des structures d’encapsulation privilégiées pour les cellules de type N.
En particulier pour les modules de type HJT, qui exigent une haute transparence et stabilité, les backsheets plastiques présentent des désavantages intrinsèques en matière de barrière à la vapeur et de performances optiques, rendant l’avantage du double vitrage encore plus évident.
Par ailleurs, les traitements de surface du verre et les revêtements antireflets influencent directement la résistance aux intempéries et la transmission lumineuse à long terme. Il convient de vérifier si ces verres ont passé des tests de fiabilité environnementale, tels que les chocs thermiques, les brouillards salins ou l’abrasion par sable.
Avec le vieillissement du système au fil des ans, la dégradation naturelle deviendra progressivement l’un des principaux facteurs de baisse d’efficacité. Il est donc conseillé, dès le début du projet, de prendre en compte les conditions environnementales et de privilégier les structures d’encapsulation hautement stables appuyées par des données réelles, afin de garantir une production stable sur tout le cycle de vie du système.
Pourquoi faut-il surveiller le taux de dégradation des modules ?
Une différence annuelle de seulement 0,2 % dans le taux de dégradation peut entraîner, à long terme, un écart significatif.
Par exemple, en comparant un module avec une dégradation initiale de 1,5 % et un taux annuel moyen de 0,4 % à un autre avec une dégradation annuelle de 0,5 %, la différence de production cumulée sur 25 ans peut atteindre 8 % à 10 %, ce qui impacte directement le retour sur investissement global.
Le taux de dégradation n’est donc pas seulement un indicateur de qualité, mais un facteur déterminant dans les limites de rentabilité du projet.
Microfissures, effet de points chauds et recommandations
Des microfissures peuvent apparaître dans les panneaux solaires au cours de leur utilisation, conduisant à la formation de points chauds (hotspots) à l’intérieur du module. Ces défauts proviennent souvent d’une mauvaise manipulation lors de l’installation, de charges de vent extrêmes ou de dommages liés au transport. Bien que ces défauts structurels mineurs soient difficiles à détecter au début, leur présence accélère le vieillissement du module, réduit la puissance de sortie et peut même entraîner des risques de sécurité.
Microfissures
Les cellules solaires ont généralement une épaisseur d’environ 160 microns. En cas de chocs mécaniques pendant le transport ou l’installation (piétinement, impact, charge de vent, etc.), des microfissures invisibles peuvent se former. Les microfissures initiales peuvent ne pas affecter immédiatement le fonctionnement du module, mais avec l’accumulation de cycles thermiques et la pénétration de l’humidité, les fissures peuvent s’élargir et traverser les chemins de courant, augmentant la résistance, freinant le transport des porteurs de charge, ce qui provoque une baisse de la puissance et un échauffement interne.
À long terme, ces microfissures affaiblissent non seulement les performances électriques du module, mais peuvent aussi devenir un point de départ pour les hotspots. En particulier lorsque la zone fissurée est ombragée, contaminée ou sujette à l’infiltration d’humidité, l’interruption locale du courant peut déclencher un courant inverse, entraînant une surchauffe localisée et une défaillance accélérée du module.
Le secteur utilise aujourd’hui largement des structures en demi-cellules, multi-busbars et shingled pour améliorer la résistance aux fissures. Les modules shingled, par la superposition des cellules, permettent d’éviter les interruptions de courant causées par une fissure unique. Les modules hautes performances de type IBC, avec des électrodes réparties à l’arrière et sans grilles frontales, offrent une meilleure tolérance aux fissures et une conductivité redondante accrue.
Recommandations :
Pour prévenir efficacement les pertes de performance et les risques de sécurité liés aux microfissures, il est recommandé aux entreprises de :
- Privilégier, dès la phase de sélection, des modules à structure optimisée, tels que les modules en demi-cellules, à multi-busbars ou shingled ;
- Respecter strictement les normes de manipulation et d’installation afin d’éviter les contraintes mécaniques inégales sur les modules ;
- Mettre en place, durant l’exploitation, des inspections régulières par imagerie thermique, combinées à des analyses d’ombrage et une optimisation de la disposition des modules, afin de limiter les effets conjoints du masquage partiel sur la propagation des fissures et la formation de hotspots.
Une coordination rigoureuse à chaque étape – choix du produit, installation et maintenance – permet de ralentir considérablement le vieillissement du module et de garantir la stabilité et l’efficacité du système photovoltaïque sur le long terme.
Points chauds (Hotspots)
La formation de points chauds provient généralement d’une interruption locale de la production dans une cellule du module, empêchant le courant de circuler normalement en série, ce qui oblige le courant à s’écouler en sens inverse à travers la cellule défectueuse. Cette situation provoque la conversion de toute l’énergie en chaleur dans la zone concernée, entraînant une surchauffe anormale. Une exposition prolongée à haute température peut entraîner la carbonisation de l’EVA, la brûlure des soudures, l’éclatement du verre, voire un incendie.
Outre les microfissures, d’autres causes fréquentes incluent les excréments d’oiseaux, les feuilles mortes, les structures provoquant de l’ombre, les saletés ou encore un mauvais dimensionnement de l’onduleur et un suivi MPPT défaillant entraînant un déséquilibre de courant.
Avec l’augmentation de la puissance des systèmes et de la taille des modules, les pertes d’efficacité et les risques liés aux points chauds augmentent également. Il est donc crucial, dès la phase de conception et de sélection, de prévoir des dispositifs adaptés en matière de matériaux, de structure et de protection électrique : utiliser des modules dotés de capacités de réponse rapide, tels que des interrupteurs MOS en remplacement des diodes de dérivation traditionnelles, permet d’interrompre rapidement les courants inverses en cas d’ombrage partiel ; les modules IBC, grâce à leur structure, acheminent le courant latéralement à l’arrière, ce qui permet de maintenir la conduction même en cas d’ombrage et de réduire considérablement le risque de points chauds ; à l’échelle du projet, une analyse approfondie de l’ombrage, la prévision d’un espace de ventilation suffisant et la mise en place d’un suivi thermique par imagerie sont essentiels pour maintenir la température des modules sous contrôle à long terme ; enfin, en phase d’exploitation, un nettoyage régulier des surfaces et le retrait rapide des éléments obstructifs sont des mesures clés pour prévenir la surchauffe localisée.
Recommandations :
Pour limiter efficacement les risques de performance et de sécurité liés aux points chauds, il est recommandé aux projets :
- de réaliser une analyse des zones d’ombrage dès la conception du système afin d’éviter l’exposition prolongée des modules à l’ombre des arbres, des conduits de ventilation, des zones sujettes à la chute de feuilles ou des bâtiments voisins ;
- de sélectionner en priorité des modules avec des dispositifs de dérivation à réponse rapide (tels que des interrupteurs MOS intégrés ou des modules IBC dotés de structures redondantes contre les points chauds), afin de réduire le temps de montée en température lors d’un ombrage localisé ;
- de prévoir, lors de l’installation, un espace de ventilation suffisant et une disposition optimisée pour améliorer la dissipation thermique ;
- d’introduire, en phase d’exploitation, des inspections thermographiques régulières et un suivi de la température, combinés à un nettoyage systématique et à une gestion des sources de pollution, afin de garantir une répartition uniforme de la lumière et une bonne ventilation de la surface du module.
Ces mesures multidimensionnelles permettent de réduire significativement le risque d’apparition de points chauds et d’assurer la stabilité opérationnelle et la sécurité à long terme des modules en cas de températures élevées ou d’ombrage partiel.
Pour améliorer l'efficacité de l'identification des microfissures et des points chauds, il est recommandé de combiner les méthodes de détection suivantes pour évaluer régulièrement l’état du système :
L’élévation de température causée par un point chaud peut entraîner des risques de sécurité tels qu’un incendie. Pour résoudre ce problème, Maysun Solar a intégré des interrupteurs de dérivation MOS dans sa série de modules photovoltaïques Venusun, en remplacement des diodes de dérivation traditionnelles. Ces interrupteurs réagissent rapidement aux variations des conditions d’ensoleillement, s’ajustant en temps réel pour minimiser l’impact de l’ombrage sur les performances du module.
L’image ci-dessous montre un installateur en Belgique en train d’installer un module Venusun Full Black 410W. Cliquez sur l’image pour consulter les détails du produit !
Les modules photovoltaïques IBC proposés par Maysun intègrent des électrodes métalliques positives et négatives au dos, permettant une conduction stable du courant même en cas d’ombrage. L’absence de grilles métalliques sur la face avant élimine les risques de surchauffe locale causée par la résistance frontale, réduisant ainsi considérablement le risque de formation de points chauds.
Cette série de produits est assortie d’une garantie de puissance de 25 ans, avec une dégradation maximale de 1,5 % la première année, puis une dégradation linéaire ne dépassant pas 0,4 % par an, ce qui la rend particulièrement adaptée aux projets commerciaux et résidentiels haut de gamme recherchant un rendement stable à long terme.
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