Modules TOPCon : Certisolis présente les résultats de sa campagne de tests de dégradation poussés Optisol

Certisolis publie les premiers résultats de la campagne de tests Optisol, menée en conditions accélérées sur des modules photovoltaïques TOPCon. Cette étude comparative, réalisée avec le CEA/INES et trois grands opérateurs de centrales, met en évidence des différences de performance significatives et identifie plusieurs points de vulnérabilité non couverts par les normes actuelles.

décembre 17, 2025 Gwénaëlle Deboutte

Présentation des résultats Optisol lors d'Energaïa 2025.

Image : Certisolis

Le laboratoire d’essais et de certification Certisolis a dévoilé les premiers résultats issus de la phase initiale des essais de dégradation accélérée du programme Optisol. « L’objectif est d’aller au-delà des exigences des normes IEC 61215 / 61730, explique Stéphane Gresset, directeur technique de Certisolis. En effet, certains modules qui satisfont formellement la norme présentent, sur le terrain, des performances très moyennes dans la durée ».

Un des points critiques réside dans la représentativité des échantillons testés. Les fabricants ne qualifient pas l’ensemble des variantes de leurs modules, notamment selon le nombre de cellules, ni tous les éléments du BOM, qui peut atteindre une centaine de pages et intégrer des dizaines de fournisseurs par composant. Cette lacune laisse subsister des zones non explorées par l’IEC 61215, susceptibles de générer des défauts de qualité, par exemple une sensibilité accrue à l’humidité pour des modules destinés à des centrales flottantes.

Enfin, l’évolution technologique étant très rapide, il existe peu de recul sur les panneaux photovoltaïques installés, que ce soit au niveau des matériaux ou des connexions intercellules, alors même que les cellules sont de plus en plus rapprochées.

Première campagne de mesures

Dans le cadre d’Optisol, Certisolis a donc conduit une campagne d’essais d’une durée de six mois, tandis que le CEA/INES a assuré l’interprétation des résultats. Trois partenaires – TotalEnergies, Technique Solaire et Neoen – ont sélectionné des modules TOPCon de fabricants asiatiques Tier 1, identiques à ceux déployés sur leurs centrales. Trois références en 72 demi-cellules ont été testées, ainsi qu’une référence en 54 demi-cellules, tous en configuration bi-verre de 2 mm.

« Cette première édition s’appuie sur le cadre de la norme IEC 63209, mais nous avons élargi l’analyse bien au-delà du seul Pmax, afin de couvrir un spectre complet de paramètres », précise Stéphane Gresset. Le rapport final dépasse ainsi les 100 pages. En voici quelques enseignements :

• Cyclage thermique TC600 (-40 °C / +85 °C)
Le but est d’évaluer la résistance aux déséquilibres thermiques et la fatigue des connexions et soudures. La tenue générale des modules est correcte : la moins bonne référence n’a perdu que 2,2 % de Pmax. Toutefois, une chute marquée apparaît dès TC400, soit un seuil représentant deux fois la norme.

Le cyclage thermique met en évidence une fatigue accélérée des soudures sur les fingers. Cela semble suggérer que les fabricants sélectionnent les composants des panneaux selon le strict nécessaire pour passer la norme selon le critère TC 200.

• Chaleur humide DH2000 (85 °C / 85 % HR)
Sur trois modules bi-verre testés, deux conservent une performance acceptable. Une référence affiche en revanche une perte de 30 % de Pmax, due à une pénétration de l’humidité progressive par les bords.

• Essais mécaniques SML et stress thermique (± 2400 Pa)
Ces pressions ont été correctement tenues par les trois références. Le module 54 demi-cellules est particulièrement stable, avec une perte limitée à 2,1 %. Quelques ruptures de fingers apparaissent après TC50 et HF10. Aucun module ne présentait de défauts initiaux de type V-crack.

• Grêle
Tous les modules franchissent le test avec un projectile de 35 mm. En revanche, aucun des modules 72 demi-cellules ne résiste aux grêlons de 45 mm.

• Effet PID
Les modules montrent une forte sensibilité à la polarisation positive. La dégradation reste toutefois limitée pour les trois références. Les essais confirment une réversibilité du PID après exposition UV (2 kWh/m² en face arrière), sauf pour la référence 3 qui, avec –18 %, ne retrouve pas son état initial.

Optisol 2.0 prévu pour 2026

Ces résultats permettront de fait aux IPP participant à l’étude de réduire les risques liés à leurs commandes, d’identifier les faiblesses potentielles sur leurs parcs et, pourquoi pas, d’inciter les fabricants à renforcer certains points critiques.

Certisolis prévoit déjà une deuxième édition d’Optisol, à lancer avec de nouveaux partenaires au premier trimestre 2026, pour une campagne de tests de six à huit mois. Développeurs, IPP, distributeurs ou bureaux d’études intéressés sont invités à se rapprocher du laboratoire.

Les partenaires définiront ensemble les technologies à évaluer (TOPCon, HJT à contact arrière, etc.), avec la possibilité d’intégrer de nouvelles évolutions. « Nous avons notamment constaté que la technologie TOPCon n’est pas seulement sensible à l’humidité. Elle réagit également fortement aux UV. L’intégration de tests UVID pourrait donc être envisagée pour la seconde session », avance Stéphane Gresset.

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