Combien d'électricité mon installation PV va-t-elle réellement produire ? Cette question est au cœur de tout calcul de rentabilité. La réponse est plus complexe qu'un simple regard sur la fiche technique du module – car la puissance indiquée en Watt-crête (Wc) n'est valable que dans des conditions de laboratoire idéales à 1 000 W/m² d'irradiation et 25 °C de température cellulaire.

En fonctionnement réel, de nombreux facteurs influencent le rendement : l'emplacement avec son irradiation solaire spécifique, l'orientation et l'inclinaison des modules, les ombrages éventuels, les effets de température et l'efficacité des composants installés. Cet article explique ces relations, présente les formules de calcul et montre quels facteurs ont le plus grand impact sur la production d'électricité.

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La formule de base du calcul de rendement

Le rendement annuel d'une installation PV résulte de l'énergie solaire incidente multipliée par une chaîne de facteurs d'efficacité et de coefficients de correction :

E = G × A × η_Module × η_Ond × η_Câble × k_Temp × k_Orientation × k_Ombrage

Variable	Signification	Plage typique
E	Rendement annuel	900–1 500 kWh/kWc
G	Irradiation globale	1 000–1 700 kWh/(m²·a)
A	Surface active des modules	m²
ηModule	Rendement du module	18–23 %
ηOnd	Rendement de l'onduleur	95–98 %
ηCâble	Rendement des câbles	98–99 %
kTemp	Facteur de température	0,88–0,95
kOrientation	Facteur d'orientation	0,70–1,00
kOmbrage	Facteur d'ombrage	0,80–1,00

La formule illustre : chaque facteur se multiplie avec les autres. Une perte de 5 % à un endroit et de 10 % à un autre ne donne pas 15 % de perte totale, mais 0,95 × 0,90 = 0,855, soit 14,5 %. Avec de nombreuses petites pertes, cet effet s'accumule considérablement.

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Principes physiques

L'irradiation globale G se compose de trois éléments :

G = G_direct + G_diffus + G_réfléchi

Le rayonnement direct voyage en ligne droite du soleil vers la surface terrestre. Il domine par ciel dégagé et délivre l'intensité la plus élevée. Le rayonnement diffus résulte de la diffusion par les molécules d'air, les aérosols et les nuages. Il représente environ 45 à 55 % du total annuel dans le nord de la France, mais seulement 35 à 40 % sur la côte méditerranéenne. Le rayonnement réfléchi (albédo) est réfléchi par l'environnement et contribue au rendement particulièrement avec la neige ou les surfaces claires.

Différences régionales

En France, l'irradiation globale annuelle varie entre 1 000 kWh/m² en Normandie et 1 700 kWh/m² sur la côte méditerranéenne. Cette différence de près de 70 % a un impact directement proportionnel sur le rendement PV – la France présente l'une des plus grandes variations régionales d'Europe.

Région	Irradiation globale	Rendement spécifique*
Normandie, Bretagne	1 000–1 150 kWh/m²	880–1 020 kWh/kWc
Île-de-France (Paris)	1 100–1 200 kWh/m²	950–1 050 kWh/kWc
Rhône-Alpes, Alsace	1 200–1 350 kWh/m²	1 050–1 180 kWh/kWc
Aquitaine, Sud-Ouest	1 300–1 450 kWh/m²	1 130–1 260 kWh/kWc
Côte méditerranéenne, Provence	1 500–1 700 kWh/m²	1 300–1 500 kWh/kWc

*Avec orientation sud optimale et inclinaison de 30°

Sources de données pour le calcul

Notre calculateur solaire utilise les données d'irradiation de la base de données PVGis de la Commission européenne. Celles-ci sont basées sur des mesures satellitaires et des modèles météorologiques couvrant plus de 10 ans. Pour chaque emplacement en Europe, PVGis fournit l'irradiation globale moyenne – différenciée par composantes directe et diffuse ainsi que par mois.

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L'angle d'incidence

Le rayonnement atteignant un module dépend de l'angle entre les rayons solaires et la surface du module. Lorsque le soleil est perpendiculaire à la surface du module, l'énergie maximale est reçue. À des angles rasants, la même puissance rayonnante se répartit sur une plus grande surface – l'intensité par mètre carré diminue proportionnellement au cosinus de l'angle d'incidence.

I_Module = I_Soleil × cos(θ)

où θ est l'angle entre les rayons solaires et la normale au module.

Orientation optimale en France

Pour un rendement annuel maximal en France, une orientation sud avec une inclinaison de 30 à 35° (nord) à 25 à 30° (sud) est optimale. Cette géométrie représente un compromis entre le soleil d'été (position haute, longues journées) et le soleil d'hiver (position basse, courtes journées).

L'écart par rapport à l'optimum peut être quantifié avec le facteur d'orientation k_Orientation :

Orientation	Incl. 10°	Incl. 30°	Incl. 45°	Incl. 60°
Sud (0°)	0,93	1,00	0,97	0,90
SE/SO (±45°)	0,93	0,95	0,91	0,83
Est/Ouest (±90°)	0,90	0,85	0,78	0,68
Nord (180°)	0,85	0,65	0,55	0,45

Orientation Est-Ouest : un cas particulier

Les systèmes est-ouest sur toits plats génèrent 10 à 15 % de rendement annuel en moins que les systèmes orientés sud, mais offrent des avantages :

La production d'électricité est répartie plus uniformément sur la journée. Alors qu'un système orienté sud produit un pic élevé vers midi, les systèmes est-ouest fournissent davantage le matin et le soir. Cela augmente l'autoconsommation avec les profils de charge typiques et réduit la contrainte sur le réseau et les pics d'injection. De plus, davantage de modules peuvent être installés sur un toit plat car l'inclinaison plus faible nécessite moins d'espacement pour éviter l'ombrage mutuel.

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Pourquoi l'ombrage est critique

L'ombrage est le tueur de rendement le plus souvent sous-estimé. Contrairement à de nombreuses autres pertes, l'ombrage partiel n'affecte pas le rendement de manière proportionnelle – il peut réduire drastiquement le rendement d'une chaîne entière de modules.

La raison réside dans la connexion en série : les modules solaires sont connectés en chaînes (strings) à travers lesquelles le même courant circule. Un module partiellement ombragé limite le courant de toute la chaîne. Un ombrage de 10 % de la surface du module peut entraîner des pertes de rendement de 30 à 50 % si aucune contre-mesure n'est prise.

Types d'ombrage

L'ombrage d'horizon par le terrain, les collines ou les bâtiments éloignés affecte tous les modules de manière égale et est prévisible. Il réduit principalement le rendement pendant les heures du matin et du soir lorsque le soleil est bas.

L'ombrage proche par les cheminées, les lucarnes, les antennes ou les arbres crée des ombres nettes n'affectant que des parties du système. Ces ombres locales se déplacent avec la position du soleil et peuvent affecter différents modules à différents moments.

L'auto-ombrage se produit avec les systèmes sur structure sur toits plats lorsque l'espacement des rangées est choisi trop petit. Surtout en hiver avec des angles solaires bas, les rangées de modules avant ombragent celles derrière.

Diodes de bypass et leurs limites

Les modules modernes contiennent des diodes de bypass qui court-circuitent électriquement les zones de cellules ombragées. Un module typique de 60 cellules possède trois diodes de bypass, chacune capable de contourner 20 cellules. Lorsqu'une cellule est ombragée, un tiers du module est contourné – le courant circule autour de la zone ombragée, mais la production de ce tiers du module est perdue.

La diode de bypass empêche les points chauds et les dommages au module mais ne peut que limiter, pas empêcher, la perte de rendement.

Analyse d'ombrage

Une analyse d'ombrage précise est essentielle pour le calcul du rendement. Notre calculateur solaire permet la saisie d'obstacles d'ombrage et calcule leur impact sur le rendement annuel – résolu dans le temps pour chaque mois et heure de la journée.

Pour l'analyse sur site, les diagrammes de trajectoire solaire ou les outils numériques qui capturent l'horizon et le comparent au parcours du soleil sont appropriés.

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Contexte physique

Les cellules solaires sont basées sur des semi-conducteurs dont les propriétés électriques dépendent de la température. Lorsque la température augmente, le mouvement thermique des porteurs de charge dans le réseau cristallin s'intensifie. Cela conduit à plus de recombinaison d'électrons et de trous avant qu'ils puissent s'écouler sous forme de courant.

L'effet se manifeste principalement dans la réduction de la tension en circuit ouvert U_OC. Le coefficient de température pour la tension dans les cellules de silicium cristallin est typiquement de –0,3 %/K. Le courant de court-circuit I_SC augmente légèrement avec la température (+0,05 %/K), mais l'effet de tension domine.

Coefficients de température

Le coefficient de température de puissance γ (gamma) indique de combien la puissance du module diminue par Kelvin d'élévation de température au-dessus de 25 °C :

Technologie de module	Coefficient de température γ
Monocristallin PERC	–0,35 à –0,40 %/K
Polycristallin	–0,40 à –0,45 %/K
TOPCon	–0,30 à –0,35 %/K
Hétérojonction (HJT)	–0,25 à –0,30 %/K
Couche mince CdTe	–0,20 à –0,25 %/K

Les modules à hétérojonction et couche mince ont des pertes de température plus faibles et conviennent donc particulièrement aux sites chauds ou aux systèmes avec ventilation arrière restreinte.

Température du module en fonctionnement

La température des cellules en fonctionnement est significativement supérieure à la température ambiante. Un module sombre absorbe environ 80 % du rayonnement incident et n'en convertit que 20 % en électricité – le reste devient de la chaleur.

La température du module peut être calculée approximativement :

T_Module = T_Ambiante + k × G

où k est un facteur dépendant de la situation de montage :

• Autoportant, bien ventilé : k ≈ 0,025 K·m²/W
• Sur toiture avec ventilation : k ≈ 0,030 K·m²/W
• Intégré au toit sans lame d'air : k ≈ 0,050 K·m²/W

À 1 000 W/m² d'irradiation et 30 °C de température ambiante, un module sur toiture bien ventilé atteint environ 60 °C, un module intégré jusqu'à 80 °C.

Pertes de température au cours de l'année

Le facteur de température k_Temp décrit la réduction moyenne du rendement sur l'année :

k_Temp = 1 + γ × (T_{Module,moyenne} – 25 °C)

En France, la température moyenne pondérée du module (pondérée par l'irradiation) se situe entre 40 et 55 °C selon les régions. Avec un coefficient de température de –0,38 %/K :

• Nord de la France : k_Temp = 1 + (–0,0038) × (42 – 25) = 0,935 (pertes ~6,5 %)
• Méditerranée : k_Temp = 1 + (–0,0038) × (52 – 25) = 0,897 (pertes ~10 %)

Le mistral en Provence peut cependant réduire les températures des modules et améliorer le rendement par rapport aux valeurs théoriques.

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Facteur 5 : Onduleur et électronique de puissance

Fonctions de l'onduleur

L'onduleur est le lien central entre le générateur PV et le réseau électrique. Ses principales tâches :

1. Conversion DC/AC : Conversion du courant continu des modules en courant alternatif conforme au réseau (230 V, 50 Hz)
2. Suivi MPP : Recherche continue du point de fonctionnement optimal des modules
3. Surveillance du réseau : Maintien des limites de tension et de fréquence, déconnexion en cas de défaut du réseau
4. Monitoring : Enregistrement et transmission des données de rendement

Rendement de l'onduleur

Le rendement de l'onduleur η_Ond n'est pas constant mais dépend de la charge. En régime de charge partielle (en dessous de 20 % de la puissance nominale), le rendement diminue car l'autoconsommation de l'électronique reste constante tandis que la puissance traversante diminue.

Point de charge	Rendement typique
5 % de charge	88–92 %
10 % de charge	93–95 %
20 % de charge	95–97 %
50 % de charge	96–98 %
100 % de charge	95–97 %

Le rendement européen η_EU est une moyenne pondérée tenant compte du profil de charge typique d'une installation PV :

η_EU = 0,03×η_5% + 0,06×η_10% + 0,13×η_20% + 0,10×η_30% + 0,48×η_50% + 0,20×η_100%

Les onduleurs de haute qualité atteignent des rendements européens de 97 à 98 %, les appareils d'entrée de gamme de 94 à 96 %.

MPPT : Maximum Power Point Tracking

Les modules solaires ont une caractéristique courant-tension non linéaire. Le Maximum Power Point (MPP) est le point de fonctionnement de puissance maximale – et celui-ci se déplace constamment avec l'irradiation et la température. L'algorithme MPPT de l'onduleur recherche continuellement ce point de fonctionnement optimal.

La qualité du suivi MPPT varie selon les fabricants et affecte directement le rendement. Les onduleurs de haute qualité atteignent des efficacités MPPT supérieures à 99,5 %. Les différences deviennent particulièrement apparentes avec l'ombrage partiel : les algorithmes simples peuvent rester bloqués dans des maxima de puissance locaux, tandis que les appareils modernes balaient toute la plage de tension pour trouver le maximum global.

Pour les systèmes avec plusieurs surfaces de toit ou ombrage partiel, les onduleurs avec plusieurs entrées MPPT indépendantes sont recommandés. Les optimiseurs de module ou micro-onduleurs offrent un contrôle encore plus fin par module mais causent des pertes de conversion supplémentaires de 1 à 2 %.

Autres pertes système

Source de perte	Valeur typique	Cause
Câblage côté DC	0,5–2 %	Pertes ohmiques, connexions
Câblage côté AC	0,2–0,5 %	Pertes de ligne jusqu'au compteur
Mismatch	0,5–2 %	Différentes puissances de modules dans la chaîne
Encrassement	1–3 %	Poussière, pollen, fientes d'oiseaux, feuilles
Réflexion	1–3 %	Pertes aux angles d'incidence rasants
Couverture neigeuse	0–3 %	Régional et dépendant de l'inclinaison
Temps d'arrêt	0,5–1 %	Maintenance, pannes, coupures de réseau

Le rendement système ou Performance Ratio (PR) résume toutes les pertes entre la sortie du module et l'injection dans le réseau. Les systèmes bien planifiés atteignent des valeurs de PR de 78 à 86 %.

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Calcul simplifié du rendement

Pour une estimation rapide, la formule utilisant le rendement spécifique suffit :

E = P × Y_f

Variable	Signification	Unité
E	Rendement annuel	kWh/a
P	Puissance du système	kWc
Yf	Rendement spécifique (Final Yield)	kWh/kWc

Le rendement spécifique Y_f combine tous les facteurs d'influence en un seul chiffre. Il correspond aux heures de pleine charge – le temps pendant lequel le système devrait hypothétiquement fonctionner à puissance nominale pour générer le rendement annuel.

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Exemple de calcul : Installation de 9 kWc dans le Centre de la France

Données d'entrée :

• Emplacement : Lyon (45,8° N, 4,8° E)
• Puissance du système : 9 kWc (22 modules de 410 Wc)
• Surface des modules : 37,8 m² (22 × 1,72 m²)
• Rendement du module : 23,8 %
• Orientation : Sud (azimut 180°), 30° d'inclinaison
• Ombrage : Cheminée, 2 % de perte annuelle
• Type de module : Monocristallin TOPCon (γ = –0,32 %/K)
• Onduleur : η_EU = 97,5 %, 2 MPPT

Étape 1 : Irradiation globale sur surface inclinée Irradiation globale horizontale au site : 1 280 kWh/m²·a Facteur d'orientation pour Sud/30° : 1,00 Irradiation sur surface du module : 1 280 × 1,00 = 1 280 kWh/m²·a

Étape 2 : Pertes de température Température moyenne pondérée du module : 45 °C Perte de température : –0,32 %/K × (45 – 25) K = –6,4 % Facteur de température : k_Temp = 0,936

Étape 3 : Pertes système

• Onduleur : η_Ond = 0,975
• Câblage DC : η_Câble = 0,985
• Mismatch : 0,99
• Ombrage : k_Ombrage = 0,98
• Encrassement : 0,98
• Réflexion : 0,98

Facteur système : 0,975 × 0,985 × 0,99 × 0,98 × 0,98 × 0,98 = 0,886

Étape 4 : Rendement annuel Rendement théorique : 1 280 kWh/m² × 37,8 m² × 0,238 = 11 510 kWh Rendement réel : 11 510 × 0,936 × 0,886 = 9 545 kWh/a Rendement spécifique : 9 545 ÷ 9 = 1 061 kWh/kWc

Performance Ratio : 9 545 ÷ (1 280 × 37,8 × 0,238) = 82,9 %

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Rendement au cours de l'année

La production d'électricité d'une installation PV suit la position du soleil et est répartie de manière inégale au cours de l'année :

Mois	Part du rendement annuel	Rendement typique (9 kWc)
Janvier	4–5 %	400–480 kWh
Février	5–6 %	500–570 kWh
Mars	8–9 %	760–860 kWh
Avril	10–11 %	950–1 050 kWh
Mai	11–12 %	1 050–1 150 kWh
Juin	12–13 %	1 150–1 240 kWh
Juillet	12–13 %	1 150–1 240 kWh
Août	11–12 %	1 050–1 150 kWh
Septembre	9–10 %	860–950 kWh
Octobre	6–7 %	570–670 kWh
Novembre	4–5 %	380–480 kWh
Décembre	3–4 %	290–380 kWh

Environ 70 % du rendement annuel se produit entre avril et septembre. Mai, juin et juillet délivrent généralement des rendements similaires – de longues journées combinées à des températures modérées créent des conditions optimales.

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Surveiller et valider le rendement

Après la mise en service, le rendement réel doit être régulièrement comparé aux prévisions. Des écarts inférieurs à 10 % sont normaux et dus aux variations météorologiques. Des écarts plus importants indiquent des problèmes :

• Sous-performance systématique : Encrassement, conception défectueuse du système, dysfonctionnement de l'onduleur
• Chute soudaine du rendement : Module défectueux, rupture de câble, panne de l'onduleur
• Écart saisonnier : Nouvelle source d'ombrage (arbre grandi, nouveau bâtiment)

Les onduleurs modernes offrent un monitoring via application ou portail web. L'enregistrement des courants de chaîne permet la localisation des problèmes jusqu'au niveau du module.

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Pourquoi Excel ne peut pas remplacer un vrai calculateur solaire

De nombreux planificateurs d'installations tentent de calculer le rendement PV avec des tableaux Excel construits eux-mêmes. Pour une première orientation, cela peut suffire – mais pour une prévision fiable, c'est insuffisant.

Le problème fondamental : Un calcul de rendement réaliste nécessite des simulations heure par heure sur une année entière. Seule cette approche permet de capturer correctement les interactions entre la position du soleil, la température, la couverture nuageuse et l'ombrage. Cela représente 8 760 heures, chacune avec des valeurs d'irradiation, des positions solaires et des températures de module différentes.

L'analyse d'ombrage illustre la complexité : L'ombre d'une cheminée se déplace sur la surface des modules au cours de la journée – et se comporte complètement différemment en juillet qu'en décembre. Une feuille Excel avec des valeurs forfaitaires mensuelles ne peut pas capturer cette dynamique temporelle. Les outils professionnels calculent pour chaque heure de l'année quels modules sont ombragés et dans quelle mesure, et comment cela affecte le rendement de la chaîne via la connexion en série.

À cela s'ajoutent les effets non linéaires de la physique des modules : Le basculement des diodes bypass lors d'un ombrage partiel, la recherche par l'onduleur du MPP global quand plusieurs maxima locaux existent, le déplacement du point de fonctionnement dépendant de la température. Ces relations nécessitent une simulation résolue dans le temps, pas des chaînes de multiplication statiques.

Les données d'irradiation sont également critiques. Les outils professionnels comme notre calculateur solaire accèdent à des bases de données validées comme PVGis, qui fournissent l'irradiation directe et diffuse séparément pour chaque emplacement – y compris les valeurs mensuelles typiques et la variabilité. Un tableur Excel travaille au mieux avec des moyennes régionales qui ignorent les particularités locales (zones brumeuses, altitudes élevées, albédo des surfaces d'eau).

Le point crucial : Les erreurs ne s'additionnent pas – elles se multiplient. Une erreur de 5 % sur l'ombrage, 3 % sur la température et 2 % sur le rendement ne donne pas 10 % d'erreur totale, mais peut conduire à des écarts de 15 % ou plus selon le signe. Pour une installation de 9 kWc, cela signifie une erreur de prévision de plus de 1 000 kWh par an – ou plusieurs centaines d'euros de différence dans le calcul économique.

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Conclusion

Une prévision de rendement fiable est la base de toute planification PV économique. Elle détermine le temps de retour sur investissement, la taille optimale du stockage et les économies attendues sur les coûts d'électricité. Planifiez de manière conservatrice avec des pertes système réalistes – une bonne surprise est préférable à une déception.

Des informations complémentaires sur la planification du système se trouvent dans l'article Planifier une installation solaire : étape par étape. Les principes physiques de la production d'électricité sont expliqués dans l'article Du photon au volt : comment fonctionnent les cellules solaires.

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→ Vers le calculateur solaire

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Sources

• IEC 61724-1 : Surveillance des performances des systèmes photovoltaïques
• IEC 61853 : Essais de performance des modules photovoltaïques
• PVGis – Système d'information géographique photovoltaïque (Commission européenne)
• ADEME : Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie
• Fraunhofer ISE : Rapport Photovoltaïque 2025