La forte irradiation solaire en été laisse penser qu’il s’agit de la période idéale pour produire de l’électricité solaire. Pourtant, la sensibilité des panneaux photovoltaïques à la température est souvent négligée. Une élévation de température entraîne une baisse du rendement et peut réduire la durée de vie du module. Cet article aide les entreprises à mieux anticiper ces effets, en analysant l’impact thermique sur la production, en comparant les performances des principales technologies et en proposant des recommandations concrètes.
1. Quel est l’impact de la chaleur estivale sur la production photovoltaïque ?
Bien que l’intensité solaire augmente en été, ce qui est favorable à la production, les panneaux sont très sensibles à la température. Leur puissance diminue linéairement à mesure que la température monte : c’est le principe du coefficient de température, généralement compris entre -0,26 %/°C et -0,35 %/°C.
Exemple de calcul :
Perte de puissance = coefficient de température × (température du module – 25 °C)
Pour un module TOPCon à 65 °C :
-0,32 %/°C × (65 – 25) = 12,8 % de perte
Autres risques liés à la chaleur :
- Effet hotspot : Une partie ombragée ou sale du panneau peut atteindre 150 °C, provoquant des points chauds susceptibles d’endommager les cellules ou de brûler les matériaux, ce qui réduit la durée de vie du panneau de 2 à 3 ans.
- Effet PID (dégradation induite par potentiel) : L’humidité et la chaleur accélèrent les migrations de charges dans le module, ce qui entraîne des pertes de production. Même si les modules modernes sont conçus pour y résister, une mauvaise installation peut aggraver ce phénomène.
Les modules PERC non optimisés thermiquement montrent une dégradation plus rapide que les modules TOPCon après plusieurs années d’utilisation.
Un enjeu majeur pour les entreprises
Dans la plupart des installations solaires professionnelles, le pic de consommation coïncide avec le pic de production. Une baisse de puissance en été oblige les entreprises à acheter davantage d’électricité sur le réseau, ce qui augmente les coûts, notamment dans des régions comme l’Italie, l’Espagne ou le sud de la France, où les prix sont élevés et l’autoconsommation est forte.
Ainsi, une forte irradiation ne suffit pas à compenser les pertes thermiques. Comprendre cet impact est essentiel pour choisir des panneaux adaptés à la chaleur.
2. Quelle technologie de panneau offre les meilleures performances sous forte chaleur ?
Les performances thermiques varient selon la technologie, influençant directement la production estivale. Les différences se manifestent principalement dans les coefficients de température, les structures de cellules et les résultats réels observés. Pour maximiser les bénéfices, il est essentiel d’évaluer ces facteurs au cas par cas.
(1) Panneaux HJT
- Meilleur coefficient thermique : env. -0,243 %/°C. Entre 25 °C et 65 °C, la perte de puissance est d’environ 9,72 %, soit la meilleure stabilité parmi les trois.
- Structure hybride : L’association du silicium cristallin et amorphe permet une meilleure absorption du spectre solaire, idéale pour les régions très ensoleillées du sud de l’Europe.
- Fiabilité renforcée : Les procédés de fabrication à basse température réduisent les risques de microfissures, assurant une stabilité à long terme.
(2) Panneaux TOPCon
- Coefficient thermique modéré : env. -0,32 %/°C, soit 12,8 % de perte entre 25 °C et 65 °C. Mieux que les PERC mais un peu inférieur aux HJT.
- Structure avancée : Passivation double face et couche réfléchissante arrière améliorent la transmission des charges et la durabilité.
- Excellent rapport qualité/prix : Moins chers que les HJT, ils conviennent aux projets à budget limité avec de bonnes performances thermiques.
(3) Panneaux IBC
- Haute efficacité mais résistance thermique moyenne : Grâce à leur contact arrière, la face avant est sans ombrage, ce qui optimise le rendement et l’esthétique. Coefficient thermique moyen : -0,29 %/°C.
- Applications spécifiques : Idéal pour les bâtiments commerciaux ou les projets BIPV où l’intégration architecturale et le design sont prioritaires.
Comparaison des performances des trois types de modules en conditions de chaleur extrême：
Note : La perte de puissance est calculée selon le coefficient de température, en supposant que la température de fonctionnement des modules passe de 25°C (conditions standard de test) à 65°C.
3. Étude de cas : performance réelle par forte chaleur
Dans des régions comme l’Italie ou l’Espagne, la température des panneaux dépasse régulièrement 60 °C en été. Dans ces conditions, le coefficient thermique influence directement le rendement solaire.
Le graphique ci-dessous illustre l’évolution de l’efficacité des modules HJT, TOPCon et PERC entre 8 h et 17 h lors d’une journée estivale typique. Les courbes sont basées sur les modèles du secteur, avec 25 °C comme référence standard.
Source : PVGIS, Centre Commun de Recherche de la Commission européenne (JRC).
Résultats :
- Les HJT conservent une efficacité élevée même à midi ;
- Les TOPCon baissent plus rapidement mais restent nettement supérieurs aux PERC ;
- Les PERC présentent la plus forte dégradation, surtout entre 11 h et 15 h.
Cela montre que les modules HJT sont les plus stables lorsque le rayonnement est maximal – un facteur clé pour les entreprises qui visent un haut niveau d’autoconsommation ou des charges électriques constantes.
Simulation en Sicile (90 jours, 1 MW installé)
Sur la base des données PVGIS de juin à août 2024 :
- Irradiation journalière moyenne : 7,5 kWh/m²·jour
- Irradiation totale sur 90 jours : env. 675 kWh/m²
- Hypothèses : PR = 0,80 ; température entre 60 et 65 °C
Résultats estimés :
- HJT : efficacité moyenne ≈ 96 %
- TOPCon : efficacité moyenne ≈ 91 %
- Gain total estimé : 27 000 kWh
- Scénario optimal (PR = 0,85) : 28 700 kWh
- À 0,20 €/kWh : économies estimées entre 5 400 € et 5 740 €
Remarque :
- HJT = -0,24 %/°C ; TOPCon = -0,32 %/°C
- PR = 0,80 ; température de fonctionnement = 60–65 °C
- Données à vérifier avec les fiches techniques ou les mesures terrain
Même avec une irradiation entre 6,5 et 8,5 kWh/m²·jour ou une variation PR ± 0,05, les économies restent entre 4 500 € et 6 000 €.
Une différence d’efficacité de 4–5 % par jour se traduit par 12–14 % de gain de production estivale.
Conclusion :
Les panneaux HJT offrent un avantage significatif et mesurable dans les environnements à haute température. Ils sont idéaux pour les entreprises à la recherche de flux de trésorerie stables et d’un fort taux d’autoconsommation.
Analyse économique : les panneaux solaires hautes performances valent-ils vraiment l’investissement ?
Lors du choix d’un module photovoltaïque, se focaliser uniquement sur le coefficient de température est insuffisant. Ce qui intéresse vraiment les entreprises, c’est de savoir si ces différences techniques peuvent réellement se traduire par un retour sur investissement.
- Écart de coût
Les modules HJT nécessitent des procédés de fabrication plus complexes et des équipements plus avancés, ce qui entraîne un coût par watt plus élevé que celui des modules TOPCon. Malgré un investissement initial plus important, leur excellente résistance à la chaleur et leur faible taux de dégradation leur confèrent un fort potentiel de rendement stable à long terme. - Retour sur investissement
Les modules TOPCon se distinguent par un excellent rapport qualité-prix. Ils sont adaptés aux projets d’entreprise avec un budget limité ou axés sur une récupération rapide de l’investissement. Bien que leur performance sous chaleur extrême soit légèrement inférieure à celle des HJT, une conception soignée du système et une gestion efficace permettent d’obtenir un rendement stable. - Recommandations d’usage
▸ Pour les régions très chaudes avec un fort ensoleillement, ou les projets nécessitant une production stable et couvrant les pics de consommation, les HJT sont à privilégier ;
▸ Pour les projets à budget restreint mais visant un retour sur investissement à moyen terme, les modules TOPCon sont à considérer pour optimiser la rentabilité ;
▸ Pour les projets nécessitant une intégration architecturale, un aspect esthétique ou une application BIPV, les modules IBC – sans grille frontale et avec une structure adaptée – méritent d’être pris en compte.
4. Comment choisir le bon module selon les besoins du projet ?
Les différences de performances des modules en conditions de forte chaleur sont désormais bien connues. Toutefois, dans les projets concrets, de nombreuses entreprises peinent à transformer les contraintes environnementales, spatiales ou financières en critères de sélection clairs. Cette section propose une méthode d’évaluation adaptée à quatre situations types.
Priorité à la stabilité thermique dans les régions chaudes
Pour des installations situées dans le sud de l’Italie, le centre de l’Espagne ou le sud de la France, où la température des modules dépasse souvent 60 °C en été, il est essentiel de choisir des modules à faible coefficient thermique afin d’éviter une perte de puissance durant les périodes de forte demande. Les modules HJT, plus stables thermiquement, présentent un net avantage. En revanche, dans les régions plus tempérées du centre et du nord de l’Europe (comme le nord de l’Allemagne, l’Autriche ou la Pologne), les modules TOPCon offrent un bon équilibre entre coût et performance solaire.
Maximiser le rendement surfacique lorsque l’espace est limité
Dans les cas où la surface de toiture est restreinte (usines, parcs logistiques, etc.), la production par mètre carré devient un facteur décisif pour la dimension de l’installation et le potentiel de rentabilité. Les modules à haut rendement et à faible perte thermique, tels que les HJT ou IBC, sont les plus adaptés. À l’inverse, pour les projets disposant de surfaces abondantes (toiture ou terrain) et cherchant avant tout à optimiser le coût global du système, les modules TOPCon permettent un meilleur retour sur investissement.
Adapter la technologie à la structure financière du projet
La structure financière influence le délai de récupération et la stabilité des flux de trésorerie. Pour des projets à long terme avec un modèle basé sur une combinaison de vente d’électricité et d’autoconsommation, les modules HJT – grâce à leur faible dégradation et leur performance constante – sont particulièrement adaptés. Pour les projets visant un retour sur 3 à 5 ans avec un investissement initial réduit, les TOPCon offrent une solution efficace même en conditions de chaleur moyenne à élevée.
Répondre aux besoins de cohérence de production et de gestion opérationnelle
Pour les installations à long cycle de vie ou à maintenance rationalisée (par exemple : gestion centralisée multi-sites), il est recommandé d’opter pour des modules à faible dégradation comme les HJT ou IBC. Cela permet de maintenir une production cohérente, de faciliter l’intégration à un système de gestion intelligente, et de réduire les risques d’exploitation non maîtrisés.
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
Commission européenne, Centre Commun de Recherche (JRC) — Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS)
https://joint-research-centre.ec.europa.eu/photovoltaic-geographical-information-system-pvgis_en
Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE — Tests de performance des panneaux solaires et coefficients de température
https://www.ise.fraunhofer.de/en/business-areas/pv-systems.html
World Bank Group — Global Solar Atlas
https://globalsolaratlas.info/
Commission européenne — Directive sur les énergies renouvelables et incitations nationales
https://energy.ec.europa.eu/topics/renewable-energy/renewable-energy-directive_en
Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA) — Technologies photovoltaïques et tendances des coûts
https://www.irena.org/publications/2020/Jun/Solar-PV
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