Des chercheurs alertent sur une dégradation UV plus importante que prévu sur les modules solaires de type n

Une équipe de recherche du National Renewable Energy Laboratory (NREL) des États-Unis a analysé des modules de type n installés dans un projet photovoltaïque commercial de 3 MW, dans le but d’évaluer le taux de dégradation élevé signalé par le propriétaire de l’installation. Les scientifiques ont constaté que la dégradation induite par les ultraviolets (UVID) était un facteur majeur affectant les performances de la centrale.

septembre 23, 2025 Emiliano Bellini

La lumière ultraviolette (UV) touche les systèmes solaires de manière particulièrement intense au moment du midi solaire, généralement entre 12 h et 13 h, lorsque le soleil est au point le plus haut dans le ciel.

Image : pv magazine

D’après pv magazine International

Des chercheurs du NREL, rattaché au Département de l’énergie des États-Unis, ont étudié comment la dégradation induite par les UV (UVID) peut affecter les performances des systèmes photovoltaïques utilisant des modules solaires de type n. Ils ont découvert que les normes IEC actuelles, conçues pour détecter les défaillances précoces des modules, pourraient ne pas être suffisantes pour évaluer tous les risques de pertes de performance potentielles. Leurs résultats ont été présentés dans l’étude intitulée « UV + Damp Heat Induced Power Losses in Fielded Utility N-Type Si PV Modules », publiée dans Progress in Photovoltaics.

Les scientifiques ont mené leur analyse sur une installation photovoltaïque commerciale de 3 MW située sur le toit d’un bâtiment, à un emplacement non précisé, dans une zone tempérée des États-Unis. « Le site a été identifié comme sous-performant par le propriétaire, et les courbes courant–tension (IV) relevées sur le terrain ont indiqué que les modules s’étaient dégradés à un rythme d’environ 2,4 % par an par rapport à leur puissance nominale », ont-ils expliqué. « Après environ 6 années de fonctionnement, quatre modules sur site et deux modules neufs de rechange ont été mis de côté pour notre étude. »

Le système repose sur des modules de type n utilisant une technologie PERT (émetteur passivé avec diffusion totale à l’arrière), fournis par un fabricant non identifié. Les scientifiques ont toutefois souligné que leurs conclusions pourraient être étendues à d’autres technologies de modules comme le contact passivé par oxyde tunnel (TOPCon) ou l’hétérojonction (HJT). « Des études en laboratoire montrent que certaines de ces cellules sont plus sensibles à l’UVID, mais il manque encore des confirmations que cette dégradation se produit effectivement sur le terrain », a précisé le groupe.

Pour leur analyse, les chercheurs ont utilisé des mesures courant–tension (IV) et Suns-Voc, des images d’électroluminescence (EL) et de photoluminescence (PL), l’efficacité quantique externe (EQE), la thermographie par verrouillage dans l’obscurité (DLIT), la microscopie électronique à balayage (SEM) et la spectroscopie à dispersion d’énergie des rayons X (EDS).

Ils ont également mené des tests de chaleur humide (DH) et de stress UV, combinés à la microscopie de résistance à diffusion (SSRM), à la microscopie optique, à la spectroscopie infrarouge à transformée de Fourier (FTIR), à la chromatographie liquide haute performance (HPLC) et à la spectroscopie de photoluminescence aux rayons X (XPS), afin d’évaluer l’ampleur de la dégradation des modules.

Grâce aux mesures EQE, les scientifiques ont constaté que les modules analysés subissaient des pertes UVID causées par une recombinaison en surface des cellules. Ils ont également identifié une deuxième cause de pertes liées à l’UVID : l’absence de zinc (Zn) dans la pâte de métallisation utilisée pour les modules étudiés.

« L’exposition aux UV seule, mais au-delà du standard IEC 61215-2 MQT10 (15 kWh/m², 280–400 nm), a reproduit la dégradation de surface, mais pas l’augmentation de la résistance en série », ont-ils expliqué. « Une exposition aux UV de 67,5 kWh/m² (200–400 nm) a été nécessaire avant qu’une perte de puissance mesurable ne soit observée. Un stress de chaleur humide ultérieur (1000 h à 85/85) a entraîné une forte augmentation de la résistance en série des cellules exposées aux UV, mais pas des cellules non exposées. Cela suggère une interaction importante entre ces facteurs de stress. »

Par ailleurs, le groupe de recherche a soumis les modules à un test de 1 000 heures en chaleur humide, qui a révélé une nouvelle dégradation « importante » de la résistance en série, même dans les panneaux contenant du zinc dans leur pâte de métallisation. « Nous attribuons cela à des concentrations plus élevées d’acide acétique générées dans la zone exposée aux UV du module, ce qui entraîne une dégradation de l’interface grille/cellule et une forte résistance en série », a-t-il précisé.

Les chercheurs ont conclu que les normes IEC actuelles ne prévoient qu’une exposition minimale aux UV, ce qui pourrait fausser les évaluations des pertes liées à l’UVID.

« Le test de stress UV actuellement inclus dans la norme IEC 61215-2 est de 15 kWh/m² (MQT 10), ce qui équivaut typiquement à environ 2 à 3 mois sur le terrain, selon l’emplacement (1,8 mois sur le site étudié ici), ce qui implique que les effets UV à plus long terme peuvent passer inaperçus », ont-ils souligné.

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