Une étude révèle une dégradation bien inférieure-que-attendue des modules solaires des années 1980 et 1990
Feb 02, 2026
Un groupe de recherche dirigé par l'Université des sciences appliquées de Suisse (SUPSI) a réalisé une analyse à long terme de six systèmes photovoltaïques-orientés vers le sud et connectés au réseau-installés en Suisse à la fin des années 1980 et au début des années 1990. Les chercheurs ont découvert que les taux de perte de puissance annuels des systèmes étaient en moyenne de 0,16 % à 0,24 %, ce qui est nettement inférieur aux 0,75 % à 1 % par an couramment rapportés dans la littérature.
L'étude a examiné quatre systèmes de toit à basse-altitude situés à Möhlin (310 m-VR-AM55), à Tiergarten Est et Ouest à Burgdorf (533 m-VR-SM55(HO)) et à Burgdorf Fink (552 m-BA-SM55). Ces installations utilisent des configurations de toit ventilées ou appliquées au bâtiment. L'analyse comprenait également une usine à moyenne-altitude-à grande échelle au Mont-Soleil (1 270 m-OR-SM55) et deux systèmes à haute-altitude, montés en façade-à Birg (2 677 m-VF-AM55) et au Jungfraujoch. (3462m-VF-SM75).
Tous les systèmes sont équipés soit de modules ARCO AM55 fabriqués par Arco Solar, basé aux États-Unis, qui était à l'époque le plus grand fabricant photovoltaïque au monde avec seulement 1 MW de capacité, soit de modules Siemens SM55, SM55-HO et SM75. Siemens est devenu le principal actionnaire d'Arco Solar en 1990. Les modules ont une puissance nominale comprise entre 48 W et 55 W et sont constitués d'une feuille avant en verre, de couches d'encapsulation en éthylène-acétate de vinyle (EVA), de cellules en silicium monocristallin et d'un stratifié de feuille arrière en polymère.
La configuration de test comprenait-la surveillance sur site de la puissance de sortie CA et CC, des températures ambiantes et des modules, ainsi que de l'éclairement énergétique du plan-du-réseau mesuré à l'aide de pyranomètres. En fonction des conditions du site, les chercheurs ont classé les installations en zones climatiques de basse-, moyenne- et haute-altitude.
"Depuis le début de la campagne de surveillance, à des fins d'analyse comparative, deux modules Siemens SM55 ont été stockés dans un environnement intérieur contrôlé au laboratoire photovoltaïque de la Haute école spécialisée bernoise", ont indiqué les chercheurs. Ils ont également appliqué la méthode pluri-annuelle-sur-année (multi-YoY) pour déterminer les taux de perte de performance (PLR) au niveau du système-.
Les résultats montrent que les PLR dans tous les systèmes varient de -0,12 % à -0,55 % par an, avec une moyenne de -0,24 % à -0,16 % par an, bien en dessous des taux de dégradation typiques signalés pour les systèmes photovoltaïques anciens et modernes. Les chercheurs ont également découvert que les systèmes à haute altitude présentent généralement des taux de performance moyens plus élevés et des taux de dégradation plus faibles que les installations comparables à basse altitude, malgré une exposition à un rayonnement solaire et ultraviolet plus élevé.
L'étude a en outre révélé que les modules du même type nominal mais avec des conceptions internes différentes présentent un comportement de dégradation nettement différent. Les modules SM55 standard présentaient des défaillances récurrentes des liaisons de soudure, entraînant une résistance en série accrue et un facteur de remplissage réduit. En revanche, les modules SM55-HO ont bénéficié d'une conception de feuille de fond modifiée qui offre une réflectance interne plus élevée et une stabilité à long terme améliorée.
Dans l'ensemble, les résultats indiquent que la dégradation à long-terme des modules PV de première-génération est principalement due au stress thermique, aux conditions de ventilation et à la conception des matériaux, plutôt qu'à l'altitude ou à l'irradiation uniquement. Les modules installés dans des environnements plus frais et mieux ventilés-ont démontré des performances particulièrement stables sur plusieurs décennies.
Les résultats des tests ont été présentés dans l'article « Trois décennies, trois climats : impacts environnementaux et matériels sur la fiabilité à long terme des modules photovoltaïques », publié dans EES Solar.
"L'étude a identifié la-nomenclature-de matériau (BOM) comme le facteur le plus critique influençant la longévité des modules photovoltaïques", ont-ils conclu. « Bien que tous les modules appartiennent à la même famille de produits, les variations dans la qualité des encapsulants, les matériaux de remplissage et les processus de fabrication ont entraîné des différences significatives dans les taux de dégradation. Les encapsulants de première génération sans stabilisation UV ont montré un vieillissement accéléré, tandis que les conceptions de modules ultérieures avec des feuilles de fond optimisées et une qualité de production améliorée ont démontré une stabilité exceptionnelle à long terme.
