Une étude révèle que les vagues de chaleur provoquent des pertes horaires allant jusqu'à 90 % dans les centrales photovoltaïques de la péninsule ibérique

Des scientifiques de l'Université d'Évora au Portugal ont analysé les performances de trois centrales photovoltaïques en Espagne et au Portugal lors de quatre épisodes de chaleur extrême enregistrés entre 2024 et 2025. Ils ont découvert que les vagues de chaleur peuvent provoquer d'importantes pertes de rendement concentrées pendant les heures les plus chaudes de la journée, tout en révélant les limites des méthodes conventionnelles utilisées pour prévoir la production d'énergie photovoltaïque.

Les températures élevées réduisent l'efficacité des modules en silicium cristallin d'environ 0,3 % à 0,5 % pour chaque degré Celsius au-dessus de 25 °C. Pendant les vagues de chaleur, les températures des modules peuvent dépasser 70 °C, accélérant la dégradation des encapsulants, des câbles et d'autres composants, tout en déclenchant également un déclassement thermique dans les onduleurs.

Dans l'étude "Analyse de la résilience des centrales photovoltaïques sous les canicules ibériques", publiée dans leRevue internationale des stratégies et de la gestion du changement climatique, les chercheurs ont expliqué avoir analysé les données de production horaire de trois centrales photovoltaïques : Zebro au Portugal (37,06 kW), Ariza à Saragosse, en Espagne (15 kW) et Amibil, également à Saragosse (64,5 kW).

Les chercheurs ont comparé les données de production avec les informations météorologiques de l’ensemble de données de réanalyse ERA5-Land, qui ont été validées à l’aide d’une station météo installée à côté de l’usine Amibil. La comparaison a montré un fort accord, avec des coefficients de corrélation allant jusqu'à 0,95 pour la température de l'air et 0,98 pour l'irradiance horizontale globale (GHI), confirmant l'adéquation d'ERA5-Land pour l'analyse.

L'équipe a examiné quatre vagues de chaleur officiellement identifiées par les agences météorologiques espagnoles AEMET et portugaise IPMA : deux en Espagne (juillet-août 2024 et juin 2025) et deux au Portugal (août 2024 et mai-juin 2025). En plus des températures maximales, les chercheurs ont évalué l'intensité de la vague de chaleur en utilisant des heures cumulées au-dessus de 35 °C (DH35).

Les événements de 2024 se sont révélés les plus graves, avec des températures maximales atteignant 39,4 °C au Portugal et 38,9 °C en Espagne.

Les résultats ont montré que les pertes de rendement étaient concentrées sur un nombre d'heures limité, coïncidant avec les températures les plus élevées du module et de l'onduleur. La plus forte baisse horaire du ratio de performance (PR) a atteint 90,4 % à l’usine d’Ambil lors de la canicule espagnole de 2024, tandis que la perte journalière la plus importante a été enregistrée à l’usine de Zebro, où la production a chuté de 17,6 % lors de la canicule portugaise de 2025.

Cependant, les chercheurs ont noté que les performances photovoltaïques se rétablissaient généralement le même jour ou le lendemain une fois le stress thermique diminué.

L’étude attribue les pertes principalement aux températures de fonctionnement plus élevées et au déclassement thermique de l’onduleur plutôt qu’à la durée globale des vagues de chaleur. Il a également été constaté que de courtes périodes de températures extrêmes en dehors des périodes de canicule officiellement classées entraînaient des réductions de production comparables.

Une partie clé de la recherche consistait à comparer les simulations PVsyst basées sur les données de l'année météorologique typique (TMY) avec des simulations utilisant les entrées météorologiques réelles d'ERA5-Land. Les auteurs ont découvert que le fait de s'appuyer exclusivement sur les ensembles de données TMY peut systématiquement surestimer la production photovoltaïque lors d'épisodes de chaleur extrême.

Pour mesurer la différence, les chercheurs ont calculé l'énergie non servie (ENS), définie comme l'écart entre l'énergie prévue à l'aide des données TMY et l'électricité réellement produite. Les écarts les plus importants ont été observés à l’usine de Zebro lors de la deuxième canicule portugaise, tandis que l’écart relatif le plus élevé s’est produit à Ariza lors de la canicule espagnole de 2025.

Selon les chercheurs, ces résultats montrent que les années météorologiques typiques ne rendent pas suffisamment compte de l’impact croissant des événements météorologiques extrêmes sur les performances du photovoltaïque.

Les auteurs concluent que le défi du secteur solaire européen passe de plus en plus de la maximisation de la production annuelle à l'amélioration de la résilience des installations photovoltaïques face aux pertes de production récurrentes pendant les périodes de chaleur extrême.