Points clés à retenir
Le taux de rendement (PR) établit un lien entre la ressource solaire et l'énergie en courant alternatif fournie. Un PR de 0,82 signifie que le compteur a enregistré 82 % de l'énergie de référence.
Le facteur de 14 % de PVGIS couvre une partie de la perte d'énergie. Les effets liés à la température et à l'angle d'incidence sont calculés séparément.
Les pourcentages de perte s'additionnent tout au long du circuit énergétique. Les additionner directement conduit à une surestimation de la perte combinée.
Les différents types de pertes nécessitent des réponses adaptées. La dégradation induite par la lumière survient dès le début de l’exploitation des modules, tandis que l’encrassement réapparaît en fonction des conditions du site et que la perte de disponibilité fait suite aux pannes.
Project Builder combine les pertes au niveau des câbles, des onduleurs et des modules. Le pourcentage obtenu remplace la valeur par défaut de PVGIS et nécessite des hypothèses de projet documentées.
Ce que mesure le rapport de performance
Le rapport de performance utilise les deux chiffres d’énergie mentionnés dans l’introduction. Les 950 MWh correspondent à l’énergie de référence, calculée à partir du rayonnement sur le plan du champ et de la puissance CC installée pour un rayonnement de référence de 1 kW/m². Le compteur CA fournit l’énergie livrée, soit 779 MWh.
Ratio de performance = Énergie CA fournie ÷ Énergie de référence
Énergie de référence = Irradiance au niveau du plan du champ × Puissance installée ÷ 1 kW/m²
Pour l’exemple :
779 MWh ÷ 950 MWh = 0,82
Un rapport de performance (PR) de 0,82 signifie que le parc a fourni 82 % de son énergie de référence.
Le rendement des modules mesure la part de la lumière solaire incidente convertie en électricité dans des conditions d’essai spécifiées. La surface et le rendement du module déterminent la puissance nominale, exprimée en Wp ou kWp. Le facteur de capacité compare la production annuelle à un fonctionnement continu à la puissance nominale pendant 8 760 heures ; l’irradiation locale influence donc le résultat. Le PR normalise la production en fonction de l’irradiation disponible et concentre l’évaluation sur les performances de l’installation.
Le paramètre « pertes » de PVGIS couvre certaines pertes du système. PVGIS applique ce pourcentage après avoir modélisé les effets de la température et de l’irradiance, en intégrant la valeur par défaut de 14 % dans la réduction totale du PR. La norme IEC 61724-1 définit la terminologie de suivi et les méthodes d’évaluation.
Le calcul cumulatif des pertes, étape par étape
Le rapport de rendement indique la quantité d’énergie de référence qui a atteint le compteur CA. Le calcul cumulatif des pertes prend en compte le reste en suivant le parcours de l’énergie depuis la surface du module à travers les systèmes CC et CA. La disponibilité tient ensuite compte de la production perdue lors des pannes.
| Perte | Fourchette indicative de planification | Où elle se produit | Caractéristiques |
|---|---|---|---|
| Encrassement | 1–5 % | La poussière ou la saleté bloque la lumière solaire à la surface du module | Saisonnier et récurrent |
| Température | 3–8 % | La température des cellules dépasse sa condition de référence | Dépendante des conditions météorologiques |
| Dégradation induite par la lumière | 1–2 % | Le rendement du module se stabilise après l’exposition initiale à la lumière | Initial |
| Dégradation à long terme | Environ 0,5 % par an | La puissance du module diminue avec l’âge | Progressif |
| Déséquilibre entre modules | 1–2 % | Les modules ou les chaînes fonctionnent à des points courant-tension différents | Récurrent |
| Câblage CC | 1–2 % | Résistance entre le champ photovoltaïque et l’onduleur | Récurrent |
| Conversion par l’onduleur | 2–4 % | Les pannes, l’entretien ou les coupures de réseau interrompent la production | Récurrent |
| Câblage et raccordements CA | 0,5–1 % | Résistance entre l’onduleur et le compteur | Récurrent |
| Perte de disponibilité | 0,5–3 % | Les pannes, la maintenance ou les coupures de réseau interrompent la production | Intermittente |
Ces fourchettes servent à la planification du projet plutôt qu’à une simple addition. Un budget de pertes combiné les applique de manière séquentielle, comme l’explique la section suivante.
La lumière du soleil atteint d’abord le verre du module, où la poussière réduit le rayonnement transmis aux cellules. Les conditions locales en matière de poussière, les précipitations, l’inclinaison du module et la fréquence de nettoyage déterminent donc la marge de salissure. Une fois que les cellules reçoivent cette énergie, leur température de fonctionnement influe sur le rendement en courant continu. Une circulation d’air restreinte derrière le parc de modules fait augmenter la température des cellules et accentue la perte de rendement.
La dégradation induite par la lumière survient peu après le début du fonctionnement du module, suite à la première exposition au soleil. La dégradation à long terme se développe au fil des années. La distinction entre ces deux échelles de temps empêche la perte initiale de réapparaître sous la forme d’un taux annuel.
Le courant continu restant traverse les modules et les câbles raccordés. Les différences de courant et de tension créent un déséquilibre. La résistance des câbles dissipe une partie de l’énergie électrique sous forme de chaleur :
Perte de puissance dans les câbles = Courant² × Résistance
En aval des câbles de courant continu, l’onduleur convertit l’énergie restante en courant alternatif. Son rendement varie en fonction de la charge et de la tension d’entrée, ce qui lie les pertes de conversion au choix des équipements et aux conditions d’exploitation. La résistance des câbles CA et des raccordements dissipe une autre partie de l’énergie sur le trajet vers le compteur.
Les pertes de disponibilité ne relèvent pas de ce circuit électrique. Une panne, une période de maintenance ou une coupure du réseau entraîne l’arrêt de la production pendant une partie de l’année. PVsyst distingue les pertes optiques, celles liées au champ photovoltaïque et celles du système dans son bilan énergétique, en associant le rendement final (PR) à chacune de ces causes.
Un bilan réaliste des pertes
La section précédente a identifié les pertes une par une. Un budget de projet les combine dans l’ordre. Les valeurs par défaut de PVWatts du NREL constituent la première colonne, tandis que la seconde illustre un projet présentant des pertes réduites.
| Catégorie de perte | Référence PVWatts | Exemple de projet optimisé |
|---|---|---|
| Encrassement | 2,0 % | 1,0 % |
| Ombrage | 3,0 % | 0,5 % |
| Inadéquation | 2,0 % | 1,0 % |
| Câblage | 2,0 % | 1,0 % |
| Connexions | 0,5 % | 0,3 % |
| Dégradation due à la lumière | 1,5 % | 1,0 % |
| Tolérance nominale | 1,0 % | 0,5 % |
| Disponibilité | 3,0 % | 1,0 % |
Une simple addition porte les valeurs de PVWatts à 15 %. Leur effet combiné est toutefois inférieur, car les pourcentages successifs s’appliquent à un bilan énergétique décroissant :
Perte combinée = 1 − [(1 − L₁) × (1 − L₂) × … × (1 − Lₙ)]
Appliqué à la colonne PVWatts :
1 − (0,98 × 0,97 × 0,98 × 0,98 × 0,995 × 0,985 × 0,99 × 0,97) = 14,08 %
L’exemple optimisé donne une perte combinée de 6,13 %. La réduction de l’ombrage, une meilleure harmonisation des modules et des temps d’arrêt plus courts contribuent à ce résultat. Un projet revendiquant ce pourcentage doit fournir des justificatifs concernant son agencement, les spécifications de l’équipement et le plan de maintenance.
Ces totaux ne couvrent que les catégories répertoriées dans le tableau. PVWatts calcule la température des modules et le rendement de conversion des onduleurs dans une autre partie de son modèle. PVGIS suit une séquence similaire : il calcule les effets de l’angle d’incidence, de la température et de l’irradiance, puis applique le pourcentage de pertes du système. Sa valeur de 14 % ne couvre donc qu’une partie de la réduction d’énergie, tandis que le PR reflète le résultat complet.
Quelles pertes peuvent être réduites ?
Le budget de 6,13 % dépend de mesures techniques et opérationnelles spécifiques. Une marge inférieure nécessite des justificatifs du projet.
| Perte | Principale mesure |
|---|---|
| Encrassement | Plan de nettoyage, inclinaison des modules et entretien du site |
| Déséquilibre | Tri des modules et conception des chaînes |
| Câblage CC/CA | Dimensionnement des câbles, tracés plus courts et raccordements corrects |
| Onduleur | Sélection des équipements et charge adaptée |
| Disponibilité | Surveillance, pièces de rechange et intervention de maintenance |
| Température | Montage ventilé et coefficient de température des modules |
| Dégradation induite par la lumière | Technologie des modules et cahier des charges d’achat |
| Dégradation à long terme | Qualification des produits et données de performance des fournisseurs |
Les choix de conception influencent les pertes liées au câblage, au déséquilibre et à l’onduleur. Une section de conducteur plus importante réduit la résistance, bien que l’ajout de cuivre augmente le coût d’investissement. L’investissement devient rentable dès lors que l’énergie récupérée compense la dépense supplémentaire.
La maintenance détermine en grande partie la marge prévue pour l’encrassement et la disponibilité. Le nettoyage élimine les dépôts mais nécessite de la main-d’œuvre et de l’eau. La surveillance réduit le temps de détection des défauts, tandis que les pièces de rechange limitent les délais de réparation.
Les conditions météorologiques du site déterminent les conditions de fonctionnement à l’origine des pertes liées à la température. Un montage ventilé limite l’accumulation de chaleur, et un coefficient de température favorable réduit la perte de puissance lorsque les températures des cellules sont élevées. Les choix d’approvisionnement influencent également la dégradation initiale induite par la lumière et le vieillissement tout au long de la durée de vie du projet.
Les plans de câblage et les fiches techniques des équipements étayent les hypothèses de conception. Les registres de nettoyage et les rapports d’indisponibilité étayent les valeurs d’exploitation. Ces enregistrements constituent les données factuelles sur lesquelles reposent les données saisies dans Project Builder.
Définition de données de perte fiables dans Project Builder
Les données recueillies dans la section précédente alimentent trois entrées de Project Builder : Câblage, onduleur et modules photovoltaïques. Leurs valeurs par défaut actuelles sont respectivement de 1,0 %, 2,0 % et 0,5 %, ce qui donne une valeur combinée de 3,5 %.
Project Builder additionne ces trois entrées et transmet le résultat à PVGIS via son paramètre de pertes. Cette valeur remplace la valeur par défaut de 14 % utilisée par PVGIS pour le calcul. PVGIS reçoit donc un seul pourcentage de pertes du système.
La réponse à la température et à l’irradiance est modélisée avant que PVGIS n’applique la valeur de perte soumise. Ajouter la température sous Modules photovoltaïques revient à comptabiliser deux fois cet effet. La dégradation à long terme n’a pas non plus sa place dans ce champ, car Project Builder applique un taux de dégradation annuel de 0,5 % dans ses projections financières.
Voici un exemple basé sur les valeurs disponibles des curseurs :
Câblage : 1,5 %
Onduleur : 2,5 %
Modules photovoltaïques : 0,75 %
Données envoyées à PVGIS : 4,75 %
Lancez le calcul avec la valeur initiale de 3,5 %, puis répétez-le à 4,75 % sans modifier les paramètres d’emplacement et de champ photovoltaïque. La différence de rendement annuel qui en résulte reflète les 1,25 points de pourcentage supplémentaires de pertes du système.
L’interface actuelle ne dispose pas de paramètres distincts pour l’encrassement, le déséquilibre, la dégradation induite par la lumière ou la disponibilité. Une estimation de projet utilisant les trois champs de saisie nécessite donc un relevé des pertes incluses et exclues. Indiquez cette répartition dans le commentaire du projet. Lorsque les données disponibles sur le projet restent limitées, la valeur de référence de 14 % de PVGIS fournit une marge plus large. Un pourcentage inférieur doit s’appuyer sur des calculs relatifs aux câbles, des données d’onduleur et des hypothèses documentées concernant les modules.
Testez les pertes de votre projet
Placez votre projet sur la carte du SolarBrief Project Builder. Vérifiez les pourcentages de pertes par défaut pour les câbles, l’onduleur et les modules photovoltaïques, puis remplacez-les par les hypothèses documentées de votre projet. Recalculez le rendement PVGIS et comparez la production annuelle à l’estimation initiale. Notez les pourcentages sélectionnés à côté du résultat pour un examen ultérieur du projet.
FAQ
Ces deux notions couvrent des domaines différents. Le rendement des modules mesure la part de la lumière solaire convertie en électricité en courant continu au niveau du module. Le « Performance Ratio » (PR) compare l’énergie en courant alternatif fournie à une énergie de référence calculée en fonction de l’irradiance et de la puissance installée, en tenant compte des pertes sur l’ensemble du système en fonctionnement.
La valeur de 14 % saisie représente une seule couche de perte. PVGIS modélise séparément les effets de l’angle d’incidence, de la température et de l’irradiance, puis applique le pourcentage de perte du système. Le PR final reflète l’ensemble de ces réductions.
PVGIS modélise déjà la température en fonction de la technologie des modules et de la configuration de montage. Ajouter une marge de température dans les champs de pertes revient à comptabiliser deux fois cet effet et à sous-estimer le rendement prévu.
Glossaire : termes clés
| Terme | Signification |
|---|---|
| Énergie de référence | Énergie théorique issue de l’irradiance au niveau du plan du champ de panneaux et de la puissance CC installée. Énergie de référence = Irradiance au niveau du plan du champ × Puissance installée ÷ 1 kW/m² |
| Rapport de rendement (PR) | Part de l’énergie de référence enregistrée sous forme d’énergie CA fournie. PR = Énergie CA fournie ÷ Énergie de référence |
| Irradiance au niveau du champ photovoltaïque | Énergie solaire atteignant la surface inclinée des modules photovoltaïques sur une période donnée. |
| Rendement du module | Part de l’énergie solaire incidente convertie en électricité en courant continu par un module dans des conditions spécifiées. |
| Perte du système | Réduction d’énergie liée à l’équipement, au câblage, à l’encrassement, aux coupures de courant ou à d’autres conditions d’exploitation. |
| Facteur de déclassement | Pourcentage de réduction appliqué à la puissance nominale pour tenir compte des pertes d’exploitation prévues. |
| Perte due à la température | Diminution de la puissance du module lorsque la température de la cellule dépasse celle prévue dans les conditions d’essai nominales. |
| Perte optique | Énergie solaire perdue par réflexion ou en raison d’un angle défavorable entre le rayonnement solaire et la surface du module. |
| Perte due à l'encrassement | Irradiance bloquée par la poussière, la saleté ou d'autres dépôts sur le verre du module. |
| Déséquilibre entre modules | Réduction de la puissance de sortie causée par des différences électriques entre les modules ou les chaînes connectés. |
| Perte de câblage CC | Perte résistive entre les modules et l'onduleur. Perte de puissance dans le câble = Courant² × Résistance |
| Perte au niveau de l’onduleur | Énergie perdue lors de la conversion du courant continu en courant alternatif. |
| Perte de câblage CA | Perte résistive entre la sortie de l’onduleur et le point de livraison. |
| Perte de disponibilité | Production non réalisée en cas de pannes, d’opérations de maintenance ou de coupures de réseau. |
| Dégradation induite par la lumière (LID) | Baisse initiale du rendement des modules après leur première exposition au soleil. |
| Dégradation à long terme | Baisse progressive du rendement des modules au fil des années de fonctionnement. |
| Perte combinée | Effet total de plusieurs pourcentages de perte appliqués successivement. Perte combinée = 1 − [(1 − L₁) × (1 − L₂) × … × (1 − Lₙ)] |
| Données de perte du système saisies dans PVGIS | Pourcentage transmis à PVGIS pour les pertes du système définies par l’utilisateur. Project Builder intègre dans cette valeur les données saisies concernant les câbles, l’onduleur et les modules. |
Ce que ça change
Le « Performance Ratio » compare l'énergie en courant alternatif fournie à l'énergie de référence disponible pour un parc photovoltaïque. L'outil « Project Builder » de SolarBrief regroupe les pertes au niveau des câbles, des onduleurs et des modules en une seule donnée à saisir dans PVGIS. Les données documentées du projet permettent d'obtenir une estimation plus précise qu'un pourcentage par défaut.
Sources : PVGIS 5 User Manual, PVGIS Data Sources and Calculation Methods, NREL PVWatts Version 5 Manual, IEC 61724-1:2021, PVsyst Performance Ratio, PVsyst Array and System Losses, PVsyst Ohmic Losses
