Photovoltaïque de demain: le rôle clé du monitoring

Le photovoltaïque (PV) connaît aujourd’hui une croissance sans précédent. En Suisse comme à l’étranger, les nouvelles installations se comptent désormais en gigawatts chaque année, et l’énergie solaire est appelée à devenir l’un des principaux piliers du futur système énergétique [1,2].

Cette croissance rapide s’accompagne cependant d’un changement de perspective. Alors que les premières décennies du développement PV étaient surtout consacrées à l’amélioration des rendements et à la réduction des coûts d’investissement lors de l’installation, l’attention se porte de plus en plus sur la fiabilité à long terme. L’enjeu est d’abord économique: la rentabilité d’une installation, mesurée par son coût actualisé de l’électricité (LCOE), dépend directement de sa durée de vie et de la capacité à prédire l’évolution de sa performance. Il est aussi systémique: l’électricité solaire devrait couvrir en 2026 déjà environ 17% de la consommation d’électricité de la Suisse [1], rendant cette prévisibilité indispensable à la planification énergétique du pays. Comment les systèmes évoluent-ils après 10, 20 ou 30 ans de fonctionnement? Les nouvelles technologies offriront-elles la même durabilité que les générations précédentes? Comment détecter les défauts et limiter les pertes de production?

Répondre à ces questions exige bien davantage qu’un simple suivi de la production électrique. Le monitoring PV évolue progressivement vers une véritable ingénierie de la fiabilité, qui combine données opérationnelles, modélisation physique, intelligence artificielle (IA) et analyses statistiques avancées. Suivi des installations sur le terrain, essais de modules en laboratoire et expérimentation en conditions réelles deviennent alors trois activités complémentaires: c’est en les reliant que l’on parvient à comprendre, puis à anticiper, le comportement des installations (figure 1).

Distinguer les pertes passagères du vieillissement réel

En ingénierie, la fiabilité désigne la probabilité qu’un composant ou un système remplisse sa fonction sans défaillance, dans des conditions données et pendant une durée déterminée. Appliquée au photovoltaïque, cette notion recouvre deux dimensions complémentaires (figure 2).

La fiabilité des modules concerne la durabilité intrinsèque des matériaux et de leur assemblage: verre, encapsulants (les films polymères qui assurent la cohésion du module et le protègent de l’humidité), cellules et interconnexions doivent conserver leur intégrité pendant des décennies. La fiabilité du système englobe quant à elle l’installation dans son ensemble – onduleurs, câblage, structures de montage – ainsi que ses conditions d’exploitation, du climat local à la disponibilité du réseau. Ces deux dimensions sont étroitement liées: un défaut à l’échelle du système peut accélérer le vieillissement des modules, et un module dégradé peut pénaliser la performance de toute une chaîne [3].

Lorsqu’une installation photovoltaïque produit moins d’énergie que prévu, la cause n’est pas nécessairement une dégradation des modules. Dans la pratique, de nombreux phénomènes peuvent réduire temporairement les performances: ombrages, enneigement, encrassement, indisponibilité d’onduleurs, travaux de maintenance ou encore limitations imposées par le réseau électrique [4]. Ces événements peuvent représenter des pertes importantes sans pour autant affecter durablement la santé du système.

La difficulté tient au fait que ces pertes opérationnelles, réversibles, influencent directement les indicateurs utilisés pour évaluer la dégradation. Une baisse de performance observée sur plusieurs années peut ainsi être attribuée à tort au vieillissement des modules, alors qu’elle résulte en réalité d’événements passagers [5].

Financés par l’Office fédéral de l’énergie (OFEN), les projets Assured PV (2022-2025) [6] et Assured PV 2 (2024-2027) [7] ont été lancés pour répondre à cette problématique, avec pour objectif d’améliorer la précision des évaluations de performance à long terme à partir des données de monitoring. Les travaux ont conduit au développement du concept de taux de perte de performance intrinsèque (intrinsic Performance Loss Rate, i-PLR), qui combine la détection des défauts et l’analyse de performance afin de séparer les pertes réversibles des phénomènes de dégradation irréversibles [4].

En parallèle, une nouvelle méthode statistique baptisée Multi-annual Year-on-Year (Multi-YoY) a été développée pour calculer les taux de dégradation [8]. Contrairement aux approches classiques, qui reposent sur un nombre limité de comparaisons annuelles, cette méthode exploite l’ensemble des comparaisons possibles entre toutes les années disponibles dans un jeu de données. Le gain est considérable: l’incertitude associée au calcul de dégradation est réduite d’environ 90% par rapport aux approches Year-on-Year conventionnelles [9], ce qui rend les estimations bien plus robustes, aussi bien pour la recherche que pour les applications industrielles. En améliorant la fiabilité de la mesure elle-même, ces méthodes constituent aujourd’hui le socle de plusieurs activités de monitoring et de fiabilité menées au CSEM.

Trente ans de recul sur le parc solaire suisse

Les données de terrain restent la meilleure source d’information pour comprendre la fiabilité réelle des systèmes photovoltaïques. Dans le cadre du projet Assured PV 2, des chercheurs du CSEM et de l’EPFL ont analysé plus de 30 années de données de monitoring issues de plusieurs installations suisses réparties dans des environnements très contrastés: zones urbaines du Plateau, régions de montagne et sites alpins situés à plus de 3400 m d’altitude [10,11].

L’étude illustre bien la complémentarité des approches: les données de production ont été croisées avec des caractérisations électriques détaillées et des investigations sur les matériaux constituant les modules. C’est précisément ce dialogue entre le terrain et le laboratoire qui permet de remonter aux mécanismes de vieillissement.

Les résultats sont particulièrement encourageants. Les systèmes étudiés présentent un taux moyen de perte de performance d’environ -0,24% par an, soit nettement moins que les valeurs habituellement retenues dans les modèles économiques ou les garanties de performance. Plusieurs installations conservent encore plus de 80% de leur puissance initiale après 30 à 35 ans d’exploitation, démontrant qu’un système photovoltaïque bien conçu peut largement dépasser les hypothèses de durée de vie utilisées lors de son dimensionnement (figure 3).

L’étude met aussi en évidence l’influence du climat: les sites soumis à des températures de fonctionnement plus élevées présentent une dégradation plus marquée des encapsulants et des faces arrière des modules. Les différences observées ne s’expliquent toutefois pas uniquement par le climat: les matériaux employés et les procédés de fabrication jouent également un rôle majeur dans la fiabilité à long terme. Ces résultats confirment l’intérêt de combiner analyses de terrain et caractérisations en laboratoire pour identifier les mécanismes responsables du vieillissement.

Une évolution technologique qui pose de nouvelles questions

Si les données historiques éclairent la fiabilité des technologies actuelles, l’industrie est aujourd’hui engagée dans une transition particulièrement rapide. Les cellules TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact) ont déjà supplanté les architectures PERC (Passivated Emitter and Rear Cell), qui dominaient le marché mondial depuis une décennie et n’en représentaient plus qu’environ 14% en 2025 [12]. D’autres technologies à haut rendement poursuivent leur essor: cellules à hétérojonction (HJT), cellules à contacts arrière (back-contact), appelées à conquérir près de 30% du marché d’ici une décennie, et cellules tandem silicium-pérovskite, dont certaines dépassent déjà 30% d’efficacité en laboratoire et dont l’entrée en production de masse est attendue dès 2027 [12].

Cette transformation ne se limite toutefois pas aux architectures de cellules: la conception même des modules évolue à un rythme soutenu. Les formats ne cessent de grandir; dans les grandes centrales au sol, les modules de plus de 3 m² devraient représenter près de la moitié du marché d’ici 10 ans (figure 4), et les constructions verre-verre bifaciales se généralisent, avec près de 70% de modules bifaciaux en 2025 et 85% attendus en 2036 [12]. Les wafers de silicium continuent de s’amincir vers des épaisseurs de 100 à 120 µm, et le verre en face avant suit la même tendance de manière plus modérée (figure 4). Ces choix sont motivés par la réduction des coûts, mais aussi par la volonté d’abaisser l’empreinte carbone des modules grâce à une utilisation plus efficace des matériaux.

Or ces évolutions repoussent les limites mécaniques des produits. Un verre plus mince est plus difficile à tremper, et les grands formats, plus flexibles, augmentent le risque de casse spontanée du verre ou de fissuration des cellules, des défaillances précoces déjà observées sur le terrain, que les tests de qualification actuels ne détectent pas toujours [13,14]. Le dilemme est aussi climatique: l’empreinte carbone de l’électricité solaire dépend directement de l’énergie produite sur la durée de vie du système. Une dégradation accélérée peut donc annuler les gains réalisés lors de la fabrication, alors qu’à l’inverse, prolonger l’exploitation de 20 à 30 ans réduit l’intensité carbone d’environ 50% [15]. La fiabilité n’est donc pas seulement un enjeu économique: elle conditionne aussi le bénéfice environnemental du photovoltaïque.

Chaque nouvelle architecture introduit ainsi de nouveaux matériaux, de nouvelles interfaces et de potentiels nouveaux modes de défaillance. C’est ici qu’apparaît une limite essentielle: les jeux de données accumulés sur plusieurs décennies, aussi précieux soient-ils, reflètent avant tout des générations de modules antérieures. La durabilité des technologies les plus récentes ne peut donc pas simplement être déduite du passé. Il devient indispensable de disposer de plateformes permettant d’évaluer ces nouveaux produits dans des conditions réelles d’exploitation. Le monitoring de terrain joue alors un rôle complémentaire aux essais accélérés en laboratoire: il permet d’observer les performances réelles des technologies émergentes, d’identifier leurs mécanismes de vieillissement et de valider les hypothèses utilisées pour prédire leur durée de vie.

Un laboratoire à ciel ouvert à Cressier

Pour accompagner cette évolution, le CSEM exploite plusieurs plateformes expérimentales sur un site photovoltaïque à Cressier. Sa particularité tient à la combinaison de deux infrastructures complémentaires.

La première est la plus grande centrale photovoltaïque au sol actuellement en exploitation en Suisse, mise en service en 2023 par Varopreem et Groupe E sur le site industriel de Cressier: environ 19 000 panneaux répartis sur 47 000 m², pour une puissance installée de 8 MW et une production annuelle d’environ 8,4 GWh, soit l’équivalent de la consommation de quelque 2000 ménages. Elle fournit un retour d’expérience précieux sur le comportement des systèmes de grande puissance, un segment appelé à jouer un rôle croissant dans le paysage énergétique suisse. La seconde infrastructure, qui occupe environ 5% de la surface du site, rassemble des plateformes de monitoring dédiées à la recherche, qui permettent d’évaluer côte à côte différentes technologies de modules et diverses configurations de montage, dans des conditions environnementales rigoureusement identiques (figure 5).

Cette approche autorise une comparaison directe des performances énergétiques de plusieurs technologies, le suivi de leur évolution dans le temps et la détection d’éventuelles différences de comportement face aux contraintes environnementales. Les données collectées servent également à valider les méthodologies développées dans les projets de monitoring et de fiabilité du CSEM. Le site constitue ainsi un lien concret entre recherche, développement technologique et applications industrielles.

Perspectives

Le monitoring photovoltaïque connaît une transformation profonde. Conçu à l’origine pour suivre la production d’énergie, il devient un outil essentiel pour comprendre la fiabilité et la durabilité des installations. Il est désormais possible de distinguer les pertes opérationnelles du vieillissement réel, de réduire fortement les incertitudes sur les calculs de dégradation et d’exploiter de vastes ensembles de données pour mieux comprendre le comportement du parc.

Alors que les technologies évoluent rapidement, du PERC vers le TOPCon, les architectures back-contact ou les cellules tandem, le besoin de données de terrain fiables n’a jamais été aussi fort. Les plateformes de monitoring comme celle du CSEM à Cressier, associées aux collaborations internationales et aux analyses à grande échelle, construisent les connaissances nécessaires pour accompagner cette transition.

Au-delà de la seule production d’énergie, l’un des grands enjeux des prochaines décennies sera de garantir que les systèmes photovoltaïques restent performants, fiables et durables tout au long de leur vie. C’est à cette condition que le photovoltaïque de demain inspirera pleinement confiance.