Points clés
1. Le « Performance Ratio » (PR) établit un lien entre la ressource solaire et l’énergie CA fournie. Un PR de 0,82 signifie que le compteur a enregistré 82 % de l’énergie de référence.
2. La marge de 14 % prise en compte par PVGIS couvre un seul facteur de la réduction d’énergie. Les effets liés à la température et à l’angle d’incidence sont calculés séparément.
3. Les pourcentages de pertes s’accumulent tout au long du parcours de l’énergie. Les additionner directement conduit à une surestimation de la réduction combinée.
4. 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 dépend des conditions du site et que la perte de disponibilité fait suite aux pannes.
5. Le Project Builder part d’une marge de 14 % pour les pertes du système. Ce chiffre couvre l’encrassement, le câblage, la conversion par l’onduleur, le déséquilibre, l’ombrage à proximité et la disponibilité. PVGIS calcule la température séparément.
Ce que mesure le taux de rendement
Le taux de rendement utilise les deux chiffres énergétiques mentionnés dans l’introduction. Les 950 MWh correspondent à l’énergie de référence, calculée à partir du rayonnement sur le plan du champ photovoltaïque 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.
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’irradiance locale influence donc le résultat. Le PR normalise la production en fonction de l’irradiance disponible et concentre l’évaluation sur les performances du système.
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 cumul des pertes, étape par étape
Le rapport de rendement indique la quantité d’énergie de référence qui a atteint le compteur CA. Le tableau retrace chaque perte depuis la surface du module jusqu’à l’injection au réseau et identifie sa place dans le calcul de Project Builder. La marge de 14 % pour les pertes du système couvre la plupart des pertes d’exploitation. PVGIS calcule séparément les effets de la température et de l’irradiance. Le Project Builder prend en compte la dégradation annuelle des modules sur toute la durée de vie du projet.
| Perte | Fourchette indicative de planification | Traitement dans le Project Builder | Caractéristiques |
|---|---|---|---|
| Encrassement | 1–5 % | Inclus dans la marge de 14 % pour les pertes du système | Saisonnier et récurrent |
| Ombrage à proximité | Spécifique au site | Inclus dans la marge de 14 % pour les pertes du système | Récurrent |
| Température | 3–8 % | Calculée séparément par PVGIS | Dépendante des conditions météorologiques |
| Effets de l’angle d’incidence et de l’irradiance | Spécifique au site | Calculée séparément par PVGIS | Dépendante des conditions météorologiques et de l’orientation |
| Déséquilibre entre modules | 1 à 2 % | Inclus dans les 14 % de pertes du système | Récurrent |
| Câblage CC et CA | 1 à 2 % | Inclus dans les 14 % de pertes du système | Récurrent |
| Conversion par l’onduleur | 2 à 4 % | Inclus dans les 14 % de pertes du système | Récurrent |
| Disponibilité | 0,5 à 3 % | Inclus dans les 14 % de pertes du système | Intermittent |
| Dégradation induite par la lumière | 1 à 2 % | Non prise en compte dans le calcul actuel de Builder | Initial |
| Dégradation à long terme | Environ 0,5 % par an | Appliquée via le champ distinct de dégradation des modules, fixé à 0,45 % par an | Progressive |
Ces fourchettes permettent d’estimer les pertes individuelles. Leur effet combiné nécessite une multiplication, car chaque pourcentage s’applique à l’énergie restante après la perte précédente.
La lumière du soleil atteint d’abord le verre du module, où la poussière réduit le rayonnement transmis aux cellules. Les conditions locales de poussière, les précipitations, l’inclinaison du module et la fréquence de nettoyage déterminent donc la marge de tolérance liée à l’encrassement. Une fois que les cellules reçoivent cette énergie, leur température de fonctionnement influe sur le courant continu (CC) produit. Une circulation d’air restreinte derrière le champ de panneaux fait augmenter la température des cellules et accentue la perte de rendement.
La dégradation induite par la lumière survient dès le début du fonctionnement du module, après la première exposition au soleil. La dégradation à long terme se développe au fil des années. La distinction entre ces deux échelles de temps permet d’éviter que la perte initiale ne réapparaisse sous la forme d’un taux annuel.
Le courant continu restant traverse les modules et les câbles connectés. 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 :
En aval des câbles CC, 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. Un défaut, une période de maintenance ou une coupure du réseau entraîne une interruption 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 à chacune de ces causes.
Comment les pourcentages de pertes se combinent
Les pourcentages de pertes s’appliquent successivement. PVWatts du NREL attribue des valeurs par défaut de 2 % pour l’encrassement, 3 % pour l’ombrage, 2 % pour le déséquilibre, 2 % pour le câblage, 0,5 % pour les raccordements, 1,5 % pour la dégradation induite par la lumière, 1 % pour la puissance nominale et 3 % pour la disponibilité.
Leur somme simple est de 15 %. Le calcul composé donne 14,08 %, car chaque pourcentage s’applique à l’énergie restante :
Appliqué aux valeurs de PVWatts :
1 − (0,98 × 0,97 × 0,98 × 0,98 × 0,995 × 0,985 × 0,99 × 0,97) = 14,08 %
PVWatts calcule la température des modules et la conversion de l’onduleur dans une autre partie de son modèle. Project Builder établit une limite différente : sa valeur de 14 % pour les pertes du système inclut la conversion de l’onduleur mais exclut la température. Le pourcentage commun ne signifie pas que les deux modèles contiennent des catégories de pertes identiques.
Quelles pertes peuvent être réduites ?
Le Project Builder part d’une marge de 14 % pour les pertes du système. Les documents du projet permettent toute réduction par rapport à cette valeur de référence, tandis que des conditions de site difficiles peuvent justifier un chiffre plus élevé.
| Perte | Réponse principale |
|---|---|
| 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 réactivité de la 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 sur la durée de vie du projet.
Les schémas de câblage et les fiches techniques des onduleurs permettent d’estimer les pertes du système. Les registres de nettoyage et les relevés d’interruption documentent les pertes d’exploitation. Les données de qualification des modules et les conditions de garantie permettent de déterminer le taux de dégradation annuel.
Définition de données de perte fiables dans le Project Builder
Le Project Builder distingue désormais les pertes du système de la dégradation annuelle des modules. Son curseur Pertes du système démarre à 14 %, la valeur de référence de PVGIS, et accepte des valeurs comprises entre 9 % et 20 %.
Ce pourcentage couvre l’encrassement, le câblage CC et CA, la conversion de l’onduleur, le déséquilibre entre modules, l’ombrage à proximité et la disponibilité. La valeur sélectionnée est transmise à PVGIS via son paramètre de pertes. La température n’est pas prise en compte dans cette saisie, car PVGIS la calcule à partir de la technologie des modules, de l’irradiance et des conditions de montage.
Le curseur Pertes des modules photovoltaïques permet de définir le taux de dégradation annuel. Sa valeur de départ est de 0,45 % par an, avec une plage comprise entre 0,2 % et 0,8 %. Le Builder applique cette réduction année après année au cours de la projection financière. Elle ne fait pas partie du pourcentage de pertes du système transmis à PVGIS.
La dégradation induite par la lumière n’est pas non plus prise en compte dans ces deux calculs. La version actuelle du Builder note une perte initiale d’environ 1 %, mais ne l’intègre pas dans le modèle.
Commencez par la valeur de référence de 14 % pour les pertes du système lorsque les informations sur le projet sont encore limitées. Une valeur différente doit s’appuyer sur la configuration du site, les calculs de câblage, les données de l’onduleur, le plan de nettoyage et la disponibilité prévue. Définissez la dégradation annuelle à partir de la fiche technique du module ou des conditions de garantie. Consignez ces deux hypothèses dans les commentaires du projet.
Lancez le calcul de rendement après avoir saisi la valeur des pertes du système. Comparez ensuite les prévisions financières en fonction du taux de dégradation sélectionné. Cela permet de distinguer l’estimation de production de la première année de la baisse progressive sur la durée de vie du projet.
Testez les pertes de votre projet
Placez votre projet sur la carte du SolarBrief Project Builder. Vérifiez la marge de 14 % pour les pertes du système et ajustez-la si les données du projet justifient une autre valeur. Définissez le taux annuel de dégradation des modules à partir des données de l’équipement, puis calculez le rendement PVGIS. Enregistrez ces deux hypothèses ainsi que le résultat pour une analyse ultérieure du projet.
FAQ
# Une perte PVGIS de 14 % signifie-t-elle que le PR est de 86 % ?
La valeur de 14 % couvre les pertes du système telles que l’encrassement, le câblage, la conversion par l’onduleur, le déséquilibre, l’ombrage à proximité et la disponibilité. PVGIS calcule séparément les effets de la température et de l’irradiance. Le PR final reflète donc une réduction d’énergie plus importante que la simple valeur de 14 % saisie.
# La perte due à la température doit-elle être incluse dans la perte du système de 14 % ?
PVGIS calcule la température à partir de la technologie des modules, de l’irradiance et des conditions de montage. Inclure une autre marge de sécurité liée à la température dans le pourcentage de perte du système revient à comptabiliser deux fois cet effet et à sous-estimer le rendement prévu.
# Comment la dégradation des modules est-elle prise en compte dans le calcul ?
Le Builder applique le taux de dégradation annuel sélectionné sur toute la durée de vie du projet. Sa valeur de départ est de 0,45 % par an. Ce taux influe sur les projections financières et reste distinct du pourcentage de pertes du système transmis à PVGIS.
Glossaire : termes clés
| Terme | Signification |
|---|---|
| Énergie de référence | Énergie théorique issue de l’irradiance au niveau du plan du parc et de la puissance CC installée. Énergie de référence = Irradiance au niveau du plan du parc × Puissance installée ÷ 1 kW/m² |
| Taux 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 plan du champ | 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 données. |
| Pertes du système | Réduction d’énergie liée aux équipements, 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 des cellules 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) | Réduction initiale du rendement du module après sa première exposition au soleil. |
| Dégradation à long terme | Baisse progressive du rendement des modules au fil des années de fonctionnement. |
| Paramètre de dégradation des modules | Pourcentage annuel de réduction appliqué au rendement des modules sur la durée de vie du projet. Le Project Builder part d’une valeur de 0,45 % par an et modélise cette baisse indépendamment du paramètre de pertes du système PVGIS. |
| Perte combinée | Effet total de plusieurs pourcentages de perte appliqués successivement. Perte combinée = 1 − [(1 − L₁) × (1 − L₂) × … × (1 − Lₙ)] |
| Paramètre de pertes du système dans PVGIS | Pourcentage couvrant l’encrassement, le câblage, la conversion de l’onduleur, le déséquilibre, l’ombrage à proximité et la disponibilité. Le Project Builder commence à 14 % et transmet la valeur sélectionnée à PVGIS. |
Ce que ça change
Le taux de rendement compare l'énergie en courant alternatif fournie à l'énergie disponible issue de la ressource solaire. La marge de 14 % prévue par le maître d'œuvre couvre les pertes du système, notamment celles liées à l'encrassement, au câblage, à la conversion par l'onduleur et à la disponibilité. PVGIS calcule la température séparément, et le maître d'œuvre prend en compte la dégradation des modules sur toute la durée de vie du projet.
Sources : PVGIS 5 User Manual, PVGIS Frequently Asked Questions, PVGIS Data Sources and Calculation Methods, NREL PVWatts Version 5 Manual, IEC 61724-1, PVsyst Performance Ratio, PVsyst Array and System Losses, PVsyst Ohmic Losses
