La technologie des panneaux photovoltaïques : cellules, courbe I-V, diodes by-pass

Guide installation photovoltaïque — chapitre 2/16

Avant de dimensionner ou de poser quoi que ce soit, vous devez comprendre ce qui se passe dans le module : c'est la clé de lecture des fiches techniques, des calculs de string et des diagnostics de panne. De la cellule photovoltaïque (jonction PN) au panneau monocristallin ou polycristallin, en passant par la courbe I-V (Voc, Isc, Mpp), les diodes by-pass et la dégradation dans le temps. Rédigé par Atlas Contrôle, organisme agréé BELAC ISO 17020 n° 663-INSP.

Bon à savoir : ces notions ne sont pas que théoriques. La tension de vos strings à −10 °C — calculée à partir du Voc et du coefficient de température vus ici — doit rester dans la fenêtre de l'onduleur. C'est l'un des points examinés lors de la réception RGIE de votre installation photovoltaïque.

L'effet photovoltaïque : la jonction PN

L'effet photovoltaïque a été découvert par Becquerel en 1839, mais ses premières applications concrètes datent de 1954 avec les cellules à haut rendement du spatial ; suivront les cellules à 9 % de rendement (1958), la première maison solaire (Delaware, 1973) et le premier véhicule solaire (Australie, 1983).

Le principe physique tient en quelques lignes. La lumière se compose de photons dont l'énergie correspond aux longueurs d'onde du spectre solaire. Lorsqu'un photon est absorbé par le silicium, il excite un électron d'un niveau d'énergie occupé vers un niveau inoccupé, en laissant derrière lui un « trou » de charge positive. Dans du silicium pur, ce couple électron-trou se recombine et l'énergie se dissipe simplement en chaleur : aucun courant utile n'est produit. Tout l'art de la cellule consiste à séparer ces charges avant recombinaison grâce à une jonction PN :

le silicium possède 4 électrons de valence ;
dopé au phosphore (5 électrons de valence), il présente un électron excédentaire : c'est la couche de type N ;
dopé au bore (3 électrons de valence), il présente un déficit d'électron : c'est la couche de type P.

Le champ électrique créé à la jonction entre ces deux couches oriente les électrons libérés par les photons vers les électrodes (la grille collectrice en face avant, le contact en face arrière) : un courant continu circule dès que la cellule est éclairée. Une cellule au silicium cristallin délivre une tension inférieure à 0,7 V — moins qu'une pile — sous un courant de plusieurs ampères ; c'est la mise en série des cellules, puis des modules, qui permettra d'atteindre des tensions exploitables par l'onduleur.

Côté gisement, retenez simplement les deux ordres de grandeur établis au chapitre 1 : environ 1 000 W/m² au sol par ciel dégagé (le flux de référence des conditions de test), et en Belgique 1 kWc orienté sud à 35° d'inclinaison ≈ 1 050 kWh/an, valeur de référence de tous les calculs de production du guide. Pour le détail (constante solaire, composantes directe/diffuse/réfléchie, albédo), reportez-vous à ce chapitre 1.

Du grain de sable au module fini

La cellule

La filière du silicium cristallin part de la silice (sable), réduite en silicium métallurgique puis purifiée. Le silicium est ensuite fondu et solidifié en lingot, découpé en briques, puis tranché en wafers (plaquettes minces, typiquement 156 × 156 mm pour les générations précédentes, davantage aujourd'hui). Chaque wafer reçoit son dopage, sa couche antireflet et ses collecteurs métalliques pour devenir une cellule finie.

Le module : un sandwich en 5 couches

Les cellules sont soudées deux à deux par des rubans conducteurs pour former des chaînes (strings de cellules), puis encapsulées. Un module standard se compose, de l'avant vers l'arrière :

un cadre en aluminium (anodisé) et son joint ;
un verre trempé, généralement 3,2 mm, à haute transmission et faible teneur en fer, souvent traité antireflet ;
deux films d'EVA (encapsulant) enrobant les cellules ;
les cellules interconnectées ;
une feuille de Tedlar en face arrière (module « verre-Tedlar »), remplacée par un second verre dans les modules verre-verre.

La boîte de jonction en face arrière (IP 67 à IP 68 selon les produits) abrite les diodes by-pass — nous y revenons plus bas — et les deux câbles de sortie équipés de connecteurs, le plus souvent MC4 (leur mise en œuvre est détaillée au chapitre 11, câblage). D'autres formats existent pour des usages particuliers : laminés couches minces souples (membranes d'étanchéité PV pour toitures plates), couches minces rigides, modules verre-verre semi-transparents pour verrières, tuiles et ardoises solaires pour l'intégration en couverture.

Le module n'est qu'un composant parmi d'autres : onduleur, coffrets, protections et compteur sont passés en revue au chapitre 3, les composants de l'installation.

Monocristallin, polycristallin, couches minces : les rendements

Deux grandes familles se partagent le marché : les couches minces et les siliciums cristallins. Les rendements ci-dessous sont des valeurs indicatives (état janvier-novembre 2021) ; le marché évolue vite et les meilleurs modules résidentiels dépassent aujourd'hui ces valeurs — vérifiez toujours la fiche technique du module réellement proposé.

Technologie	Rendement (valeurs indicatives 2021)	Caractéristiques
Silicium amorphe (a-Si)	6 à 10 %	Déposé sur support souple ; plus sensible au rayonnement diffus, moins sensible à l’ombrage
a-Si multijonction	7 à 9 %	Plusieurs couches captant chacune une partie du spectre
CIS / CIGS / CdTe	~10 % (CdTe 15,8 % en labo)	Couches minces, spectre capté plus large que le silicium cristallin
Silicium polycristallin	17 à 19 %	Cellules bleutées à cristaux visibles ; en voie de disparition du marché
Silicium monocristallin	21 à 22 %	Cellules uniformes foncées ; plus sensible au rayonnement direct ; le standard actuel
Tandem / HIT (hétérojonction)	~21 %	Wafer cristallin pris entre des couches minces amorphes : spectre élargi
Haut de gamme (type SunPower)	~22 %	Le plafond du marché résidentiel à l’époque de ces relevés

Les évolutions à reconnaître sur les fiches techniques

n-PERT et p-PERC : améliorations du façonnage des cellules monocristallines apportant quelques dixièmes de pour-cent de rendement.
Multiplication des busbars (2, 5… jusqu'à 9 ou 12 collecteurs, voire des fils ronds type CELLO) : les électrons migrent plus facilement, le rendement augmente.
Demi-cellules (half-cut) : un module de 120 demi-cellules câblé en deux moitiés parallèles de 60 conserve la tension et le courant d'un module 60 cellules classique, mais chaque string interne ne voit que la moitié du courant : les pertes résistives chutent et le comportement à l'ombrage s'améliore (6 sous-strings au lieu de 3).
Modules bifaciaux : la face arrière produit aussi, avec un coefficient de bifacialité de 70 à 90 % (p-PERC) à 95 % (n-PERT, plus onéreux). Gain de 10 à 20 %, jusqu'à 30-40 % dans des conditions optimales — le revêtement au sol (albédo), la hauteur de pose et l'absence d'ombres sur la face arrière sont déterminants.

Rendement de la cellule ≠ rendement du module

Attention à ne pas confondre rendement de la cellule et rendement du module : la qualité du verre, l'encapsulation et les espaces morts font perdre quelques points. Le rendement du module se calcule par :

η = Pc / (S × Pf)

avec Pc la puissance crête (Wc), S la surface du module (m²) et Pf = 1 000 W/m²

Exemple chiffré : un module de 200 Wc de 1,695 × 0,96 m (S = 1,6 m²) donne η = 200 / 1 600 = 12,5 %. À titre de comparaison, le Jinko Tiger Neo 435 Wc (1 762 × 1 134 mm, 108 demi-cellules N-type) du dossier d'exemple du chapitre 16 atteint 21,77 % : c'est le chemin parcouru en une décennie.

La courbe I-V : Voc, Isc, Mpp et Fill Factor

Toute cellule — et par extension tout module — se décrit par sa courbe courant-tension (I-V) et ses points remarquables :

Isc

Courant de court-circuit

Intersection de la courbe avec l’axe des courants

Voc

Tension à circuit ouvert

Intersection de la courbe avec l’axe des tensions

Mpp

Point de puissance maximale

Le « coude » où U × I est maximal (Umpp, Impp) — traqué par le MPPT de l’onduleur

Le Fill Factor (facteur de forme) compare le rectangle de puissance réelle au rectangle théorique Isc × Voc :

FF = (Umpp × Impp) / (Voc × Isc)

Plus le FF est proche de 1, meilleure est la qualité de la cellule — c'est l'un des critères de choix d'un module.

Deux exemples de fiches techniques : un module 250 Wc polycristallin 60 cellules d'ancienne génération (Voc = 37,90 V ; Isc = 8,75 A ; Vmpp = 30,40 V ; Impp = 8,25 A) et le Jinko 435 Wc du dossier d'exemple (Voc = 39,36 V ; Isc = 13,72 A ; Vmpp = 32,78 V ; Impp = 13,27 A) — tension comparable, mais courant presque doublé, ce qui a des conséquences directes sur le choix de l'onduleur (chapitre 7) et des câbles (chapitre 11).

À connaître par cœur — le comportement des associations : en série, les tensions s'additionnent (Ut = Σ U) et le courant est commun ; en parallèle, les courants s'additionnent (It = Σ I) et la tension est commune.

STC et NOCT : lire les conditions de test

Les valeurs des fiches techniques sont mesurées dans des conditions normalisées qu'il faut impérativement distinguer :

Paramètre	STC	NOCT
Irradiance	1 000 W/m²	800 W/m²
Air Mass	AM 1,5	AM 1,5
Température de cellule	25 °C	~40-45 °C selon le module
Vent	—	1 m/s

Les STC (Standard Test Conditions) définissent le watt-crête : la puissance flashée en usine, jamais atteinte durablement en toiture belge. La NOCT (Nominal Operating Cell Temperature) caractérise la température qu'atteint la cellule dans des conditions proches du réel ; elle figure sur la fiche technique (44 à 45 ± 2 °C pour les modules cités dans ce chapitre et le dossier d'exemple) et la puissance associée est nettement inférieure : le Jinko 435 Wc STC n'affiche que 327 Wc en conditions NOCT. Une NOCT basse signe une bonne évacuation thermique — c'est un critère de choix.

Température et irradiance : les deux règles fondamentales

Deux règles se lisent directement sur les courbes I-V de n'importe quel module :

☀️ L'irradiance pilote le courant

Isc est quasi proportionnel à l'éclairement (≈ 3 A à 1 000 W/m² → ≈ 0,6 A à 200 W/m² sur le module d'exemple) ; la tension, elle, varie peu.

🌡️ La température pilote la tension

Quand la température de cellule monte, Voc chute sensiblement, le courant restant quasi constant (il augmente même très légèrement).

Corollaire de sécurité : la tension est présente dès les premières lueurs. Dès 50 à 100 W/m², Voc atteint pratiquement sa valeur nominale. Un champ PV n'est jamais « hors tension » de jour, même par ciel très couvert. Ce point revient aux chapitres sécurité (chapitre 9) et montage (chapitre 10).

Les coefficients de température

Les fiches techniques quantifient ces effets par les coefficients de température : TC Isc (légèrement positif, p. ex. +0,05 %/K), TC Voc (négatif, p. ex. −0,335 %/K) et TC Pmpp (p. ex. −0,440 %/K). Attention au piège classique : le coefficient est donné tantôt en mV/°C (p. ex. −121 mV/°C), tantôt en % de Voc par K — convertissez toujours en V/°C avant calcul :

U(t°) = U₂₅ + (coefficient de température de Voc × Δt°)

Exemple de calcul, module 250 Wc (Voc = 37,90 V ; TC Voc = −0,335 %/K) : (−0,335 × 37,90)/100 = −0,127 V/°C, d'où Voc à +40 °C = 37,90 + (−0,127 × 15) = 35,99 V.

En Belgique, le dimensionnement des strings se fait aux températures extrêmes conventionnelles de cellule : −10 °C (tension maximale, hiver ensoleillé) et +70 °C (tension minimale, été). Le dossier d'exemple applique la méthode au Jinko 435 Wc (TC Voc = −0,25 %/°C soit −0,0984 V/°C) : Voc(−10°) = 42,8 V, Umpp(−10°) = 36,22 V, Umpp(+70°) = 28,35 V. Ces trois valeurs, multipliées par le nombre de modules en série, doivent rester dans la fenêtre de l'onduleur — le chapitre 7, consacré au dimensionnement de l'onduleur, y revient en détail.

L'ombrage et les diodes by-pass

Une cellule ombragée ne se contente pas de produire moins : traversée par le courant des autres cellules du string, elle se comporte en récepteur, freine tout le string et s'échauffe (point chaud). Les diodes by-pass logées dans la boîte de jonction court-circuitent le groupe de cellules concerné (environ 20 cellules par diode, typiquement 3 diodes par module 60 cellules) : la courbe I-V prend une forme « en escalier », mais le reste du module continue de débiter. La comparaison des courbes I-V est éloquente : avec ombre et by-pass, la perte reste partielle ; sans by-pass, la puissance s'effondre.

Conséquences pratiques :

le nombre de diodes by-pass est un critère de choix du module ;
l'orientation du module par rapport à l'ombre compte : une ombre horizontale (rive de toit, bord de cheminée) qui traverse tous les groupes de by-pass condamne tout le module, alors qu'une implantation réfléchie ne sacrifie qu'un groupe ;
les modules half-cut limitent structurellement l'impact d'un ombrage partiel ;
la neige représente en Belgique une perte annuelle moyenne d'environ 0,5 % de la production.

L'étude du masque d'ombrage (diagramme solaire d'Uccle, relevés sur site) fait partie de la visite technique et est traitée avec le dimensionnement de l'installation (chapitre 6).

Tolérance de puissance, durée de vie et dégradation

Tolérance de puissance

Elle exprime l'écart admis entre la puissance flashée et la puissance nominale. Les modules anciens affichaient des tolérances symétriques (± 5 %) ; les modules actuels de qualité offrent une tolérance positive uniquement (p. ex. 0 ~ +3 % pour le Jinko du dossier d'exemple) : vous recevez au minimum la puissance nominale. C'est un critère de choix à part entière, au même titre que le coût par Wc, le Fill Factor, la NOCT, le nombre de diodes by-pass, la qualité du verre et le coefficient de température de Voc.

Durée de vie et dégradation du panneau

À titre d'ordre de grandeur, retenez pour les modules mono- et polycristallins :

garantie de fabrication : généralement 10 à 20 ans (le marché actuel monte à 25 ans, comme le Jinko du dossier d'exemple) ;
dégradation annuelle de production : 0,5 à 0,8 %/an, soit environ 90 % de la production initiale à 12 ans, 85 % à 20 ans et 80 % à 25-30 ans ;
pour les calculs de bilan à long terme, une hypothèse prudente est −0,7 %/an sur 25 ans.

Les modules récents font mieux : la garantie linéaire du Jinko Tiger Neo annonce 0,40 %/an sur 30 ans, soit 87,4 % de la puissance initiale après 30 ans. Comparez les courbes de garantie linéaire au moment de l'offre, et méfiez-vous des garanties longues adossées à des marques fragiles.

Situation évolutive : quant à la rentabilité (primes, tarification de l'injection, compensation), les régimes régionaux sont détaillés — situation à jour de juillet 2026 — dans le chapitre 4 (cadre réglementaire) et le chapitre 8 (prix et rentabilité).

À retenir

Une cellule = une jonction PN (silicium dopé phosphore/bore) qui délivre moins de 0,7 V ; les cellules sont mises en série dans le module, les modules en série dans le string (les tensions s'additionnent, le courant est commun).
STC (1 000 W/m², AM 1,5, 25 °C) définit le watt-crête ; la NOCT (800 W/m², vent 1 m/s) reflète le fonctionnement réel — en Belgique, 1 kWc sud 35° ≈ 1 050 kWh/an.
Sur la courbe I-V : l'irradiance pilote le courant, la température pilote la tension ; la tension est présente dès les premières lueurs (sécurité). FF = (Umpp × Impp)/(Voc × Isc), à rapprocher de 1.
Le coefficient de température de Voc est négatif (p. ex. −0,335 %/K) ; convertissez-le en V/°C et calculez les tensions de string à −10 °C et +70 °C, les extrêmes conventionnels belges.
Les diodes by-pass (≈ 1 pour 20 cellules) limitent les pertes d'ombrage ; leur nombre, l'implantation face aux ombres et les modules half-cut/bifaciaux font la différence sur le terrain.
Dégradation typique 0,5-0,8 %/an (0,40 %/an pour les meilleurs modules récents) ; privilégiez les tolérances de puissance positives (0/+3 %) et des garanties produit/production longues et crédibles.

Votre installation photovoltaïque doit être réceptionnée

Avant sa mise en service, toute installation PV passe par un contrôle RGIE réalisé par un organisme agréé. Atlas Contrôle ne vend ni n'installe de panneaux : nous contrôlons votre installation en toute indépendance et délivrons le procès-verbal officiel.

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Questions fréquentes

Panneau monocristallin ou polycristallin : lequel choisir ? ▼

Le monocristallin (cellules uniformes foncées) offre un rendement de l'ordre de 21 à 22 % contre 17 à 19 % pour le polycristallin (cellules bleutées à cristaux visibles) — valeurs indicatives 2021 ; les meilleurs modules actuels font encore mieux. Le polycristallin est d'ailleurs en voie de disparition du marché : en pratique, la question ne se pose presque plus, le monocristallin est devenu le standard. Comparez plutôt les modules monocristallins entre eux : rendement, tolérance de puissance, coefficient de température de Voc, nombre de diodes by-pass et garantie linéaire.

Que signifient Voc, Isc et Mpp sur la fiche technique d’un panneau ? ▼

Ce sont les points remarquables de la courbe courant-tension (I-V) du module. Voc (ou Uoc) est la tension à circuit ouvert, mesurée sans charge connectée. Isc (ou Icc) est le courant de court-circuit. Mpp (Maximum Power Point) est le point du « coude » de la courbe où le produit tension × courant est maximal, défini par Umpp et Impp : c'est ce point que l'onduleur traque en permanence grâce à sa fonction MPPT. Le Fill Factor FF = (Umpp × Impp) / (Voc × Isc) mesure la qualité de la cellule : plus il est proche de 1, meilleur est le module.

À quoi sert une diode by-pass dans un panneau solaire ? ▼

Une cellule ombragée ne produit pas seulement moins : traversée par le courant des autres cellules, elle se comporte en récepteur, freine tout le string et s'échauffe (point chaud). Les diodes by-pass, logées dans la boîte de jonction, court-circuitent le groupe de cellules concerné — environ 20 cellules par diode, typiquement 3 diodes pour un module 60 cellules. Le reste du module continue alors de débiter. Le nombre de diodes by-pass est donc un critère de choix, et l'orientation du module par rapport aux ombres compte : une ombre qui traverse les trois groupes condamne tout le module.

Quelle est la dégradation annuelle d’un panneau photovoltaïque ? ▼

À titre d'ordre de grandeur, comptez 0,5 à 0,8 % de perte de production par an pour les modules cristallins, soit environ 90 % de la production initiale à 12 ans, 85 % à 20 ans et 80 % à 25-30 ans ; pour les bilans à long terme, une hypothèse de calcul prudente est −0,7 %/an sur 25 ans. Les modules récents font mieux : certains annoncent une garantie linéaire de 0,40 %/an sur 30 ans, soit encore 87,4 % de la puissance initiale après 30 ans. Comparez les courbes de garantie linéaire au moment de l'offre — et méfiez-vous des garanties très longues adossées à des marques fragiles.

Un panneau solaire est-il encore sous tension par temps couvert ? ▼

Oui. Sur la courbe I-V, c'est l'irradiance qui pilote le courant ; la tension, elle, varie très peu avec l'éclairement. Dès 50 à 100 W/m² — les premières lueurs du jour ou un ciel très couvert — la tension à circuit ouvert Voc atteint pratiquement sa valeur nominale. Un champ photovoltaïque n'est donc jamais « hors tension » de jour : on ne peut pas l'éteindre en attendant un nuage. C'est un point de sécurité fondamental pour toute intervention côté courant continu, et l'une des raisons d'être des règles de câblage et de sectionnement vérifiées lors de la réception RGIE.

Pour aller plus loin

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