Technologie des modules photovoltaïques et encapsulation : ce que signifient les termes PERC, TOPCon, HJT et « Back Contact » pour votre rendement

Que signifient les termes PERC, TOPCon, HJT et « contact arrière » ?

Les caractéristiques techniques indiquées dans l’offre d’un module reflètent la conception de ses cellules. Les technologies PERC, TOPCon et HJT concernent la manière dont les cellules réduisent les pertes électriques. Le « contact arrière » concerne quant à lui la position des contacts électriques ; ces catégories se recoupent donc.

PERC, abréviation de « passivated emitter and rear cell » (émetteur passivé et cellule arrière), ajoute un revêtement de passivation arrière afin de réduire la recombinaison. La recombinaison se produit lorsque les électrons se recombinent avec les trous, leurs homologues positifs, réduisant ainsi la charge disponible pour la collecte. De petites ouvertures dans le revêtement relient le silicium au contact métallique arrière.

TOPCon, ou « tunnel oxide passivated contact » (contact passivé par oxyde tunnel), réduit les pertes grâce à une structure de contact combinant un film d’oxyde ultrafin et du polysilicium dopé. Cette structure réduit la recombinaison tout en permettant la collecte de charge.

La technologie HJT (hétérojonction) combine une plaquette de silicium cristallin avec de fines couches de silicium amorphe. Ces couches passivent les surfaces de la plaquette, réduisant ainsi les pertes électriques au niveau des défauts de surface.

Le contact arrière place les contacts électriques positifs et négatifs à l’arrière, laissant la face avant exempte de l’ombrage causé par la grille métallique. Plusieurs conceptions suivent cette disposition, y compris des variantes intégrant des contacts à hétérojonction.

Pour le panneau fini, comparez le rendement du module, c'est-à-dire le pourcentage de la puissance solaire incidente convertie en énergie électrique sur l'ensemble de sa surface. Le rendement de la cellule ne concerne que la cellule elle-même. Le rendement du module tient également compte des espaces inactifs et des pertes liées à l'assemblage.

Exemples commerciaux sélectionnés chez LONGi, JinkoSolar, Huasun et AIKO. Les chiffres varient selon le produit et la génération. La plage de bifacialité à contacts arrière couvre des valeurs nominales de 70 % pour l’AIKO STELLAR 2N+78 et 75 % pour le LONGi Hi-MO 9, toutes deux indiquées avec une tolérance de ±5 %. Les marges de garantie diffèrent de la dégradation mesurée sur site.

Le rendement des modules détermine la capacité pouvant être installée sur une surface donnée. La ressource solaire du site et les conditions d’exploitation déterminent son rendement énergétique annuel.

SolarBrief recommande les modules TOPCon et à contacts arrière pour les nouveaux projets.

Comment la chaleur affecte le rendement des modules

Lorsque les cellules en silicium s’échauffent, leur tension diminue plus que leur courant n’augmente, ce qui réduit la puissance maximale. Le coefficient de température Pmax indiqué dans la fiche technique exprime cette réponse. Une valeur de −0,35 %/°C correspond à une perte approximative de 0,35 % de la puissance nominale par degré au-dessus de la température de référence de la cellule de 25 °C, à irradiance constante.

La température de la cellule diffère de la température de l’air indiquée dans un bulletin météorologique. Sous un ensoleillement intense, une augmentation de 25 à 35 °C au-dessus de la température ambiante est plausible, en fonction du vent et des conditions de montage. Une circulation d’air restreinte sous des modules installés à proximité les uns des autres sur un toit augmente la température de fonctionnement par rapport à un champ bien ventilé dans des conditions météorologiques équivalentes.

LONGi fait état d’un essai sur le terrain au cours duquel ses modules Hi-MO 9 à contacts arrière affichaient en moyenne une température inférieure de 1,26 °C à celle des modules TOPCon testés au niveau de la face arrière. Cela confirme la température de fonctionnement réduite de ces produits dans les conditions d’essai.

À titre d’exemple illustratif au Sahel, supposons que les cellules atteignent 65 °C, soit 40 °C de plus que la référence des conditions d’essai standard (STC). Avec un rayonnement de 1 000 W/m² :

Il s’agit là de réductions de puissance instantanées. Les pertes énergétiques annuelles dépendent des températures observées tout au long des heures de fonctionnement.

Au Sahel, évaluez les performances thermiques en tenant compte de l’exposition à la poussière. Un littoral humide ajoute des contraintes liées à l’humidité et à l’exposition au sel. Les sites situés dans les hautes terres équatoriales nécessitent des données de température locales pour évaluer l’intérêt d’un coefficient moins négatif. Les termes « hors réseau » et « mobile » décrivent des applications ; évaluez donc leur climat d’exploitation en tenant compte du montage et de la ventilation.

Les modules présentant des coefficients de température de −0,35 %/°C et −0,25 %/°C conservent respectivement environ 86 % et 90 % de leur puissance nominale à 65 °C.

PVGIS modélise déjà les effets de la température. Une déduction thermique distincte ferait double emploi avec ces pertes, comme expliqué dans un article précédent sur le taux de rendement et les pertes du système. Les comparaisons de produits nécessitent une modélisation reflétant les caractéristiques des modules proposés.

Verre-verre ou verre-feuille arrière : évaluation de la construction des modules

Les cellules à l’intérieur d’un module solaire doivent être protégées de l’humidité et des contraintes mécaniques. Un encapsulant, un polymère transparent entourant les cellules, les lie aux couches protectrices extérieures et contribue à isoler le circuit électrique. Les deux types de construction comportent une face avant en verre. Les modules verre-verre ajoutent une face arrière en verre ; les modules verre-feuille arrière sont dotés d’une feuille arrière en polymère.

Schémas éclatés de modules identifiant le verre avant, l’encapsulant des deux côtés des cellules, et le verre arrière ou la feuille arrière en polymère.## Quand les modules bifaciaux apportent un gain d’énergie

Les panneaux solaires bifaciaux produisent de l’électricité à partir de la lumière atteignant l’une ou l’autre de leurs faces. Sur une fiche technique, le facteur de bifacialité de puissance compare la puissance maximale de la face arrière à celle de la face avant, mesurées séparément dans des conditions d’essai identiques.

Un facteur de 80 % signifie que la face arrière produit 80 % de la puissance de la face avant sous un éclairage identique. Pour estimer sa contribution sur site, il faut également tenir compte de la lumière qui l’atteint.

Avec 1 000 W/m² à l’avant et 300 W/m² à l’arrière, la face arrière reçoit 30 % de l’irradiance. Pour un module de 500 W présentant une bifacialité de 80 %, la puissance supplémentaire approximative est la suivante :

500 W × 0,80 × 0,30 = 120 W

Cela porte la puissance estimée à 620 W, soit 24 % de plus que la puissance nominale de la face avant. Cet exemple suppose une température de cellule de 25 °C et un éclairage uniforme sur chaque face, sans tenir compte des pertes supplémentaires du système.

Une tolérance sur la valeur de bifacialité ajoute une autre considération. Si 80 % ± 10 % signifie ± 10 points de pourcentage, le facteur s’étend de 70 à 90 %. Avec un rapport d’irradiance arrière indicatif de 30 %, cela correspond à environ 21 à 27 % de puissance supplémentaire. Une tolérance relative de ±10 % couvre en revanche une fourchette de 72 à 88 % ; c’est donc la définition de la fiche technique qui régit le calcul.

Sur site, la réflectivité du sol, appelée albédo, influence l’éclairage arrière. Le sable clair réfléchit généralement davantage la lumière solaire que la végétation. La hauteur de montage et l’espacement des rangées déterminent la surface de sol éclairée visible par les faces arrière, tandis que les toitures à montage rapproché limitent l’exposition arrière.

Le gain énergétique annuel dépend de ces conditions tout au long de l’année. Un rapport de l’IEA PVPS fait état de gains de 7 à 14 % sur le site désertique d’ATAMOSTEC au Chili, en fonction de la technologie et de la configuration de montage. Pour une installation au Sahel, l’estimation doit tenir compte de l’éclairage arrière local et de la disposition prévue.

Comment la dégradation et les garanties affectent le rendement sur la durée de vie

La dégradation des panneaux solaires se traduit par une réduction initiale du rendement, suivie d’une baisse annuelle. Ces phénomènes nécessitent des hypothèses de rendement distinctes, car les performances initiales varient selon le type de module.

La LID (dégradation induite par la lumière) se développe lorsque la lumière du soleil active des défauts au sein des cellules. La LeTID (dégradation induite par la lumière et les températures élevées) implique une exposition à la lumière à des températures élevées et se développe parfois au-delà de la première année. La sensibilité à ce phénomène dépend des matériaux des cellules et de leur traitement. La dégradation initiale varie en fonction de la conception des cellules et du processus de fabrication ; une déduction forfaitaire de 1 % au titre du LID n’est donc pas appropriée.

Une garantie produit couvre les défauts spécifiés liés aux matériaux et à la fabrication. Une garantie de rendement fixe la puissance minimale qu’un module doit conserver au fil du temps. Sa réduction la première année et les déductions annuelles suivantes déterminent la puissance garantie à la 25e ou à la 30e année.

Par exemple, un module de 500 W avec une réduction maximale de 1 % la première année conserve au moins 495 W après la première année. Une déduction annuelle de 0,4 % de la puissance nominale d’origine permet alors une réduction de 2 W par an. Les années 2 à 25 comportent 24 déductions, pour un total de 48 W :

500 W − 5 W − (24 × 2 W) = 447 W

La garantie à la 25e année correspond donc à 89,4 % de la puissance nominale, sous réserve des conditions de test prévues par la garantie.

Les documents de garantie des modules précisent également les justificatifs et les tests requis pour une réclamation, y compris la prise en charge des frais de démontage ou de transport.

Adapter le module aux conditions du projet

Les comparaisons précédentes vous aident à évaluer un module par rapport à son installation prévue. Le climat local guide l’évaluation des performances, tandis que l’application ajoute des exigences en matière d’électricité et de manipulation.

Demandez la documentation relative aux essais pour le modèle et la configuration proposés. Comparez les prix livrés via Deal Board Live, si des annonces pertinentes sont disponibles. Évaluez tout surcoût par rapport au bénéfice énergétique prévu et aux coûts d’installation.

Application de la comparaison dans le Project Builder

Dans le Project Builder, les pertes du système regroupent les pertes opérationnelles telles que l’encrassement et le câblage. Le paramètre distinct « Pertes des modules » tient compte de la baisse de rendement liée au vieillissement des modules, avec une valeur par défaut de 0,45 % par an, ajustable entre 0,2 et 0,8 %.

Les données de terrain relatives au module sélectionné et au climat permettent d’évaluer cette hypothèse annuelle. Les tolérances de garantie établissent une protection contractuelle ; les réductions qu’elles autorisent diffèrent de la dégradation attendue en service.

L’outil exclut la perte initiale due à la dégradation (LID), décrite dans son guide comme étant d’environ 1 % la première année. Il s’agit de l’hypothèse déclarée par l’outil ; la perte initiale varie selon le produit et est distincte de la dégradation annuelle récurrente.

Notre article sur le taux de rendement et les pertes du système présente la répartition des pertes. Les recommandations de Project Builder confirment que PVGIS intègre déjà les effets de la température ; une déduction supplémentaire liée à la chaleur ferait donc double emploi.

Pour le module sélectionné, comparez les données de dégradation disponibles avec le paramètre « Pertes du module » et consignez l’exclusion de la LID initiale parallèlement à l’estimation du rendement.

Sources : Fraunhofer ISE, Photovoltaics Report, NREL, PV Lifetime Project, 2024 Annual Report, Kiwa PVEL, PV Module Reliability Scorecard, LONGi, manufacturer website, Huasun, manufacturer website