Panneau solaire : comprendre son fonctionnement

Ce que montre le modèle

Regardez un panneau solaire sur un toit ensoleillé et rien ne semble se produire. Aucun bourdonnement, rien ne tourne, rien ne se consomme. Pourtant, un câble relie l’arrière du panneau à un boîtier sur le mur, et ce boîtier peut faire bouillir l’eau d’une bouilloire. Cette exposition remonte le trajet de l’électricité, de la bouilloire à son origine : une couche de silicium plus mince qu’un ongle, placée sous le verre.

À gauche se trouve une petite maison à toit plat, portant dix panneaux sur deux supports inclinables. Un câble noir achemine leur courant continu le long de la façade jusqu’à un onduleur, puis un second câble passe par le compteur pour rejoindre le poteau derrière la maison. Le soleil parcourt son arc de midi dans le ciel du sud, et les ombres se déplacent avec lui. Le panneau à l’extrémité droite de la rangée avant est celui que l’exposition examine de près : il peut être démonté, possède en dessous une boîte de jonction avec des diodes de dérivation, et une feuille peut être déposée sur l’une de ses cellules.

À droite flotte une coupe d’une cellule, représentée à une échelle plusieurs milliers de fois supérieure à la réalité. De haut en bas apparaissent des contacts en argent, un revêtement bleu foncé sur une surface gravée de minuscules pyramides, une fine couche de type n, la jonction avec ses ions fixes et son champ électrique, une épaisse base de type p et une couche d’aluminium à l’arrière. Les traits colorés sont des photons. Chaque photon absorbé laisse un électron bleu et un trou rouge, que le champ sépare.

L’affichage indique la lumière atteignant le panneau, la température des cellules, la puissance du panneau portant la feuille, celle de toute l’installation avant et après l’onduleur, et la chaleur dans la cellule ombragée. Le petit graphique représente la puissance d’un panneau en fonction de sa tension ; le point rouge indique son fonctionnement actuel, et la courbe pâle en pointillés représente le même panneau à 1000 W/m² et 25 °C pour comparaison. Les curseurs modifient la hauteur du soleil, l’inclinaison des supports, la température des cellules et la proportion d’une cellule que recouvre la feuille. Un interrupteur retire les diodes de dérivation.

Le panneau du modèle est d’un type courant à 60 cellules, avec des cellules M2 carrées de 156,75 mm de côté. Son comportement électrique découle d’un modèle à une diode dont les paramètres correspondent à des panneaux monocristallins ordinaires : à 1000 W/m² et 25 °C, il fournit 307 W, soit 18,8 % de la lumière reçue sur ses 1,63 m². L’article précise les simplifications du modèle.

Deux types de silicium dans une seule coupe

Le silicium pur conduit mal l’électricité. Chaque atome partage ses quatre électrons externes avec quatre voisins, et très peu de ces électrons se libèrent à température ambiante. Les fabricants de cellules modifient volontairement cette situation. Ils ajoutent un peu de phosphore à la fine couche supérieure. Le phosphore possède cinq électrons externes ; chaque atome de phosphore apporte donc un électron supplémentaire capable de circuler dans le cristal. Cette couche est dite de type n, pour négatif. L’épaisse base reçoit plutôt un peu de bore. Le bore ne possède que trois électrons externes ; chaque atome de bore laisse donc une lacune dans les liaisons. Un électron voisin peut passer dans cette lacune, ce qui déplace la lacune ailleurs, et celle-ci se comporte ainsi comme une particule positive. On l’appelle un trou, et la couche est de type p.

Lorsque les deux couches sont réunies, quelque chose se produit immédiatement à leur frontière. Des électrons supplémentaires du côté n passent du côté p et y comblent des trous. Les atomes de phosphore proches de la frontière se retrouvent alors avec un électron en moins et deviennent des ions positifs fixes ; les atomes de bore juste de l’autre côté ont un électron en plus et deviennent des ions négatifs fixes. Dans le modèle, ce sont les boules rouges et bleues portant les signes + et −. Elles ne peuvent pas se déplacer, car elles font partie du cristal.

La bande qui a perdu ses électrons et ses trous libres est la zone de déplétion. Entre ses ions positifs et négatifs existe désormais un champ électrique, représenté par les flèches orange allant du côté n vers le côté p. Le champ empêche davantage d’électrons de traverser, et la jonction se stabilise. PVEducation décrit cet équilibre dans sa section consacrée à la formation d’une jonction pn. La jonction est la partie de la cellule qui effectue la séparation ; le reste de la coupe sert à lui apporter la lumière et à en évacuer les charges.

Comment un photon libère un électron

La lumière arrive par paquets d’énergie appelés photons. Pour libérer un électron d’une liaison du silicium, un photon doit transporter au moins l’énergie de la bande interdite du silicium, soit 1,12 électronvolt. Cela correspond à une longueur d’onde d’environ 1107 nm, dans le proche infrarouge. Les photons de plus grande longueur d’onde traversent directement la cellule. Ceux de plus courte longueur d’onde libèrent un électron, et leur énergie supplémentaire se transforme presque immédiatement en chaleur. Un photon bleu à 450 nm transporte 2,76 eV, dont environ 1,64 eV se perd donc sous forme de chaleur dans le cristal.

L’endroit où un photon est absorbé dépend de sa couleur. La lumière bleue est absorbée sur une fraction de micromètre, tout près de la surface. La lumière rouge et proche infrarouge peut pénétrer beaucoup plus profondément avant d’être absorbée. Dans le modèle, les traits bleus s’arrêtent dans la couche n, les verts dans la partie supérieure de la base et les rouges plus bas.

Le photon absorbé laisse un électron libre de se déplacer et un trou à l’endroit qu’il occupait. Si rien ne les sépare, ils se déplacent au hasard et, tôt ou tard, l’électron retombe dans un trou. C’est la recombinaison, et l’énergie se perd sous forme de chaleur. Une paire créée dans la base de type p doit donc diffuser jusqu’à la jonction avant de se recombiner. Dès qu’elle atteint le bord de la zone de déplétion, le champ prend le relais. Il entraîne l’électron vers le haut dans la couche n et pousse le trou vers le bas dans la base. Les éclairs blancs du modèle représentent les paires qui n’y sont pas parvenues ; ils sont plus nombreux lorsque la cellule est chaude.

Le champ transforme les paires en courant

Les électrons séparés s’accumulent dans la couche n et les trous séparés dans la couche p. Une tension s’établit ainsi entre l’avant et l’arrière de la cellule. Si les deux faces sont reliées par un fil, les électrons sortent par les fins doigts d’argent à l’avant, suivent le ruban, traversent la charge et reviennent dans l’aluminium à l’arrière, où ils comblent les trous qui les attendent. Les points bleus sur le fil du modèle montrent ce déplacement. Plus la lumière arrive en quantité, plus il se crée de paires et plus le courant est élevé.

Une cellule seule fournit une faible tension. Pour la cellule du modèle, elle vaut environ 0,68 V sans rien de connecté et 0,55 V au point de puissance maximale, où la cellule délivre 9,26 A et 5,12 W. C’est pourquoi un panneau place 60 cellules en série : leurs tensions s’additionnent pour atteindre 33,2 V au point de puissance maximale et 40,8 V sans charge.

Les doigts doivent être fins, car l’argent bloque la lumière. Ils doivent aussi être rapprochés, car la couche n est mince et résiste au déplacement latéral des électrons. Le compromis est un peigne de lignes étroites parcourant la cellule, réunies par trois barres collectrices plus larges. Les deux sont visibles sur les panneaux du modèle.

Pourquoi les cellules paraissent bleu foncé

Le silicium nu poli est gris brillant et réfléchit beaucoup de lumière. Avec un indice de réfraction d’environ 3,9, une surface plane de silicium dans l’air réfléchit approximativement 35 % de la lumière qui l’atteint perpendiculairement. Deux procédés réduisent cette réflexion. D’abord, la surface est gravée en minuscules pyramides. Un rayon réfléchi par une face est généralement dirigé vers la suivante, ce qui lui donne une seconde chance de pénétrer. Ensuite, la surface reçoit un mince film transparent, généralement du nitrure de silicium. PVEducation explique le fonctionnement d’un revêtement quart d’onde : la lumière réfléchie par le dessus du film et celle réfléchie par le silicium situé dessous reviennent avec une demi-onde de décalage et s’annulent. Pour un film d’indice de réfraction 2,0 et une lumière à 600 nm, l’épaisseur appropriée vaut 600 ÷ (4 × 2,0) = 75 nm. L’annulation est meilleure au milieu du spectre, et le peu de lumière qui revient encore est surtout bleu. C’est la couleur d’une cellule solaire.

Des cellules au panneau

Un panneau enveloppe les cellules dans des couches qui les protègent des intempéries pendant des décennies. Du verre trempé se trouve au-dessus, un plastique transparent y colle les cellules et une feuille arrière blanche ferme le dessous. Un cadre en aluminium maintient l’ensemble. Ouvrez la deuxième étape du guide et le panneau de droite se sépare en couches pour les rendre visibles.

Les 60 cellules sont câblées en série, en trois groupes de 20. Chaque groupe possède une diode de dérivation dans la boîte de jonction à l’arrière. Sous un soleil normal, les diodes ne font rien. Elles interviennent lorsqu’une cellule est ombragée, comme l’explique la section sur l’ombre.

Angle du soleil et loi du cosinus

La puissance de la lumière solaire dépend d’abord de la quantité d’air qu’elle doit traverser. PVEducation donne un ajustement simple pour le faisceau direct : I = 1353 × 0,7^(AM^0,678) W/m², où AM, la masse d’air, est la longueur du trajet dans l’atmosphère rapportée à celle du trajet lorsque le soleil est au zénith. Le modèle utilise la formule de Kasten et Young pour la masse d’air et ajoute une lumière diffuse du ciel égale à 10 % du faisceau direct, comme le suggère PVEducation pour une journée dégagée. Au zénith, le faisceau direct atteint 947 W/m². À 30°, il vaut 766 W/m², et à 10° seulement 431 W/m², car la lumière traverse 5,6 fois plus d’air.

Le second facteur est l’angle sous lequel la lumière atteint le panneau. Un faisceau arrivant avec un angle θ par rapport à la normale se répartit sur une plus grande surface ; la puissance par mètre carré diminue donc selon cos θ. C’est la loi du cosinus. Pour un panneau orienté dans la direction du soleil, θ vaut simplement 90° moins la hauteur du soleil moins l’inclinaison, et cos θ vaut sin(hauteur du soleil + inclinaison).

Quelques valeurs du modèle :

Les lignes à 29° correspondent à un midi d’hiver à Séoul, par 37,6° N, où la hauteur du soleil à midi varie d’environ 29° en décembre à environ 76° en juin. Une inclinaison fixe proche de 30° constitue un compromis sur l’année. En juin, avec le soleil à 76°, le même support à 33° reçoit 975 W/m², car l’angle est de 19° et le cosinus reste à 0,95. Le cosinus est indulgent près de zéro et sévère loin de cette valeur ; voilà pourquoi les panneaux horizontaux perdent autant en hiver.

Les panneaux chauds produisent moins de puissance

La chaleur abaisse la tension d’une cellule. Lorsque la cellule chauffe, la chaleur seule crée davantage d’électrons et de trous, et la jonction laisse fuir davantage de courant en sens inverse. PVEducation indique une baisse de tension en circuit ouvert d’environ 2,2 mV par °C pour le silicium et une perte de puissance de 0,4 % à 0,5 % par °C. Le modèle utilise 2,2 mV par °C et une légère hausse du courant de 0,05 % par °C ; il perd finalement 0,40 % de sa puissance par degré.

À 25 °C, le panneau fournit 307 W. À 45 °C, il fournit 282 W et, à 65 °C, 257 W, soit 16 % de moins, sa tension à puissance maximale passant de 33,2 V à 27,8 V. Par une journée froide et lumineuse à 0 °C, le même panneau fournit 338 W. Les panneaux au soleil sont beaucoup plus chauds que l’air qui les entoure. La page de PVEducation sur la température nominale de fonctionnement des cellules donne 48 °C pour un panneau typique sous 800 W/m² de lumière, avec un air à 20 °C et une légère brise ; c’est pourquoi la production estivale d’un panneau est généralement inférieure à sa valeur nominale.

Une feuille et la diode de dérivation

L’ombre pénalise un panneau davantage que sa surface ne le laisse penser. Les 60 cellules portent toutes le même courant. Couvrez-en une et son photocourant diminue, mais les 59 autres continuent d’y pousser tout le courant. La cellule ombragée ne peut pas laisser passer ce courant dans le sens normal ; elle est donc forcée en polarisation inverse et commence à consommer de la puissance au lieu d’en produire. C’est le point chaud contre lequel PVEducation met en garde.

La diode de dérivation offre un autre chemin au courant. Chaque diode est branchée aux bornes d’un groupe de 20 cellules. Lorsqu’une cellule du groupe est ombragée et que la tension du groupe descendrait sous environ −0,45 V, la diode conduit et la majeure partie du courant contourne le groupe. Le groupe est écarté et le panneau poursuit son fonctionnement avec les deux tiers restants.

Avec la feuille couvrant une cellule entière, à 25 °C et en plein soleil, le modèle donne les valeurs suivantes. Avec les diodes, le panneau ombragé délivre 200 W à 21,7 V. Il ne passe plus que 2,6 A dans le groupe ombragé, 6,7 A passent par la diode, et la cellule ombragée transforme 34 W en chaleur. Sans les diodes, le panneau délivre 163 W et tout le courant de la chaîne, 9,2 A, est forcé à travers la cellule ombragée, qui se trouve à sa tension de claquage inverse et chauffe à 139 W. Quelques centimètres carrés dissipant une telle puissance peuvent fissurer le verre ou brûler la feuille arrière.

Les dix panneaux forment une seule chaîne en série ; la feuille affecte donc aussi les neuf autres. L’onduleur cherche la tension à laquelle toute la chaîne fournit le plus de puissance. Dans le modèle, la chaîne produit 3,07 kW sans la feuille, 2,96 kW avec la feuille et les diodes, et 2,92 kW sans les diodes. Une cellule partiellement couverte est un cas particulier. À 30 % de couverture, la diode commence tout juste à conduire et la cellule reste fortement sollicitée en inverse ; le modèle montre donc 101 W de chaleur même avec la diode. Pour cette raison, l’ombre partielle d’un poteau ou d’une branche est une cause connue de points chauds.

Du toit à la bouilloire

Les panneaux produisent du courant continu. Les maisons et le réseau utilisent du courant alternatif. Le ministère américain de l’Énergie (DOE) décrit l’onduleur comme le boîtier qui effectue cette conversion. Il assure aussi une seconde fonction : il modifie sans cesse la tension de fonctionnement de la chaîne pour trouver le point de puissance maximale, le point rouge du graphique. L’onduleur du modèle perd 3 % et la maison consomme constamment 0,5 kW. Au réglage de midi, l’installation fournit 3,07 kW en courant continu, l’onduleur délivre 2,97 kW à 220 V, la maison utilise 0,5 kW et 2,47 kW sortent par le compteur.

Un onduleur de chaîne est la disposition la plus simple, mais toute la chaîne partage un courant unique ; un problème sur un panneau pénalise donc une partie des autres. La page du DOE décrit aussi les micro-onduleurs, placés sur chaque panneau, qui empêchent un panneau ombragé de réduire la production du reste, à un coût supérieur.

Quel rendement une cellule peut-elle atteindre ?

Certaines pertes sont inévitables dans une cellule à une seule jonction. Les photons sous la bande interdite ne sont pas absorbés du tout, et ceux au-dessus perdent leur énergie supplémentaire sous forme de chaleur. Shockley et Queisser ont calculé en 1961 le meilleur résultat possible pour une seule jonction. Les tableaux de Rühle de 2016, calculés pour le spectre standard AM1.5, placent le maximum à 33,16 % pour une bande interdite de 1,34 eV. Les 1,12 eV du silicium sont un peu en dessous de la bande interdite optimale, et sa limite selon le même raisonnement est proche de 33 %. Le silicium réel subit aussi la recombinaison Auger, absente de ces valeurs idéalisées.

Les records des cellules réelles sont tenus par le National Laboratory of the Rockies (NLR, anciennement NREL) dans son Best Research-Cell Efficiency Chart, qui ne comprend que les résultats confirmés par des laboratoires d’essai indépendants. Dans la table de données du graphique, la meilleure cellule en silicium cristallin atteint 28,1 % ; il s’agit d’une cellule à hétérojonction et contacts arrière de Trina Solar, mesurée en mars 2026. Une couche de pérovskite sur du silicium atteint 35,2 % (LONGi, février 2026), au-dessus de la limite d’une jonction unique, car deux jonctions se partagent le spectre. La valeur la plus élevée du graphique est 47,6 % pour une cellule à quatre jonctions de Fraunhofer ISE sous lumière concentrée. Les cellules de recherche sont petites et soigneusement fabriquées ; les 18,8 % du panneau du modèle sont typiques des panneaux sur les toits.

Ce que le modèle laisse de côté

• Le curseur Hauteur du soleil maintient le soleil plein sud à midi, avec les panneaux face à lui. L’onglet Soleil et jour le déplace à sa position réelle pour toute date et toute heure, mais le modèle du ciel reste identique.
• Le ciel est toujours dégagé. Nuages, brume et poussière sont absents, et la lumière diffuse reste fixée à 10 % du faisceau direct.
• La température des cellules est fixée par le curseur. Les cellules réelles chauffent avec la lumière et refroidissent avec le vent.
• Les dix panneaux ont les mêmes cellules. Les panneaux réels diffèrent de quelques pour cent, ce qui coûte un peu de puissance à une chaîne.
• La réflexion du verre aux angles rasants est ignorée ; le modèle est donc trop généreux lorsque le soleil est très bas.
• La coupe n’est pas à l’échelle. Une cellule réelle mesure environ 0,2 mm d’épaisseur, la couche n moins d’un micromètre et la zone de déplétion est encore plus mince. Photons, électrons et trous sont des symboles ; une cellule réelle en plein soleil fait circuler environ 6 × 10¹⁹ électrons dans le circuit chaque seconde.
• La perte de l’onduleur est fixée à 3 %, et la consommation de la maison reste constante à 0,5 kW.

Des Bell Labs au toit

L’histoire de la cellule solaire selon l’American Physical Society commence en 1839, lorsqu’Edmond Becquerel observe un faible courant circulant entre des électrodes métalliques dans une solution éclairée. En 1883, Charles Fritts fabrique les premières cellules solaires en sélénium, mais elles transforment moins de 1 % de la lumière en électricité. En avril 1954, Daryl Chapin, Calvin Fuller et Gerald Pearson présentent aux Bell Labs la première cellule pratique au silicium. Son rendement est d’environ 6 %, et ils l’utilisent pour alimenter une grande roue miniature et un émetteur radio. Quelques années plus tard, des cellules au silicium alimentent des satellites. La cellule de ce modèle fonctionne selon la même idée que celle de 1954, une jonction entre silicium de type n et de type p, enrichie de 70 années de perfectionnements.

Quelle énergie un panneau de 400 W produit-il en une journée ?

Le watt mesure une puissance à un instant donné ; le kilowattheure mesure une énergie accumulée au fil du temps. Une puissance nominale de 400 W ne promet pas 400 W du lever au coucher du soleil. Pour un exemple chiffré, supposons qu’un toit orienté au sud à Séoul reçoive 3,5 kWh/m² de lumière solaire dans le plan des panneaux sur une journée. Il s’agit d’une valeur pédagogique supposée, pas d’une moyenne annuelle mesurée à Séoul ni d’une prévision. La division par l’irradiance de référence de 1 kW/m² donne 3,5 heures équivalentes de plein soleil. Ces heures condensent la lumière changeante en un total d’énergie ; elles ne correspondent pas au nombre d’heures durant lesquelles le soleil reste au-dessus de l’horizon.

Avant les pertes, l’estimation vaut 0,400 kW × 3,5 h = 1,40 kWh. Pour un autre panneau moderne hypothétique, supposons un coefficient thermique de puissance de −0,35 %/°C. Ce coefficient appartient à cet exemple, pas au panneau de 307 W de l’exposition, dont la réponse est d’environ −0,40 %/°C. Avec des cellules à 45 °C plutôt qu’aux 25 °C de référence, le facteur thermique est 1 − 0,0035 × (45 − 25) = 0,93. L’estimation devient 1,40 × 0,93 = 1,302 kWh d’énergie en courant continu. L’application du rendement supposé de 97 % de l’onduleur de l’exposition donne 1,263 kWh d’énergie en courant alternatif, arrondis à 1,26 kWh.

Ce calcul considère la température des cellules comme constante sur la journée et ignore les pertes du câblage et de la saleté. En pratique, la température évolue avec l’irradiance ; un calcul météorologique horaire est donc préférable. N’appliquez pas à nouveau le rendement du panneau : la puissance nominale de 400 W comprend déjà la conversion de la lumière en puissance électrique. Pour une installation réelle à Séoul, remplacez 3,5 par une irradiation dans le plan des panneaux datée et propre au lieu, et utilisez le coefficient du fabricant. Une mesure horizontale de station météorologique n’est pas automatiquement l’irradiation d’un toit incliné.

Pourquoi un tandem exige plus qu’un autre revêtement

Le film antireflet bleu de cette exposition n’est pas une autre cellule solaire. Il réduit la réflexion, mais ne recueille pas de courant distinct. Un tandem pérovskite/silicium possède, lui, un absorbeur photovoltaïque supplémentaire avec sa propre jonction électrique. L’absorbeur supérieur peut utiliser les photons de plus haute énergie tout en transmettant la lumière de plus basse énergie au silicium situé dessous. Le spectre est ainsi réparti entre différentes bandes interdites, ce qui réduit la perte par thermalisation qui limite une jonction unique.

Le ministère américain de l’Énergie décrit les pérovskites à halogénures métalliques comme des absorbeurs en couche mince dont la composition peut être modifiée. Leur absorption optique en fait des partenaires utiles du silicium, mais empiler des couches utiles ne suffit pas. Dans un tandem connecté en série, les deux sous-cellules doivent laisser passer le même courant. Une cellule supérieure absorbant trop de la lumière nécessaire en dessous peut priver la cellule inférieure de courant. Les contacts transparents doivent également conduire sans gaspiller beaucoup de lumière.

Un record de rendement en laboratoire répond donc à une question plus restreinte que celle de savoir si un produit pour toiture est prêt. Comparez la surface éclairée et vérifiez si le résultat utilise de la lumière solaire concentrée avant de comparer les pourcentages. L’encapsulation et la stabilité à long terme comptent également : le DOE identifie la durabilité et le passage à la fabrication à grande échelle comme des défis persistants pour les pérovskites. Le graphique des cellules de recherche mesure les performances de conversion dans des conditions spécifiées ; il ne certifie pas que toutes les technologies qui y figurent conserveront ces performances dehors pendant des décennies.

Un panneau ne s’arrête pas à l’anniversaire de sa garantie

Un ciel nuageux fournit encore de la lumière diffuse, même si des nuages épais peuvent fortement réduire la production. Les commandes de ciel dégagé proposées ici ne peuvent pas reproduire une journée couverte particulière. Abaisser Hauteur du soleil modifie à la fois la longueur du trajet atmosphérique et l’angle d’incidence ; ce n’est donc pas une commande d’opacité des nuages. De même, Température des cellules modifie la réponse électrique, pas le temps qu’il fait. Considérez ces manipulations comme des expériences distinctes plutôt que des façons de reproduire une prévision locale.

Le vieillissement diffère d’un après-midi chaud. Une grande partie de la baisse de puissance liée à la température s’inverse lorsque le panneau refroidit. La dégradation à long terme peut impliquer une encapsulation ou des connexions électriques endommagées, et attendre le soir ne l’annule pas. Le Photovoltaic Lifetime Project du NLR rapporte que les modules perdent souvent moins de 1 % de leurs performances par an, tout en soulignant qu’au début de leur vie les évolutions lentes sont difficiles à distinguer de l’incertitude de mesure. Ce n’est pas un taux garanti pour chaque module ou chaque climat.

Pour un simple exemple arithmétique, supposons un facteur annuel constant de conservation de 0,995. Après 25 ans, un panneau conserve 0,995^25 ≈ 0,882, soit 88,2 %, de sa puissance initiale dans les mêmes conditions d’essai. Le vieillissement réel ne suit pas nécessairement cette courbe, et une défaillance soudaine d’un composant diffère d’une dégradation progressive. Une garantie de performance fixe des conditions contractuelles ; ce n’est pas une minuterie qui éteint le silicium. Remplacer un onduleur ne signifie pas non plus nécessairement remplacer tous les panneaux.

Trois comparaisons à l’écran

Réglez d’abord Hauteur du soleil sur 60°, Inclinaison du panneau sur 30°, Température des cellules sur 25 °C et Feuille sur une cellule sur 0 %. Laissez les diodes de dérivation activées. Le panneau fait directement face au faisceau. Modifiez seulement Inclinaison du panneau à 0° et comparez Puissance du module. La hauteur du soleil n’a pas changé ; l’atmosphère n’est donc pas devenue plus épaisse, et la différence vient principalement de l’orientation du panneau. Pour la comparaison hivernale, utilisez Hauteur du soleil à 29° et Inclinaison du panneau à 61°, l’optimum géométrique où le faisceau arrive perpendiculairement au panneau.

Rétablissez ensuite les angles de départ et comparez Température des cellules à 25 °C et à 65 °C. Regardez la courbe de puissance en fonction de la tension se déplacer vers les tensions inférieures. Enfin, rétablissez 25 °C, couvrez complètement la cellule avec Feuille sur une cellule et désactivez puis activez Diodes de dérivation. Comparez Chaleur de la cellule ombragée ainsi que Puissance du module : retrouver une production utile ne signifie pas que la cellule ombragée devient froide. En couverture partielle, répétez la comparaison à 30 %. Ces commandes montrent pourquoi la protection par dérivation réduit un danger sans rendre toutes les ombres inoffensives.

Deux sommets sur la courbe de puissance

Ouvrez le Banc I-V dans l’onglet Commandes et le panneau est testé comme dans un laboratoire. La ligne noire représente le courant en fonction de la tension. Sans rien de connecté, le panneau se trouve à sa tension en circuit ouvert, 40,8 V en plein soleil à 25 °C, et aucun courant ne circule. Court-circuitez les deux câbles et le courant atteint 9,8 A à 0 V. Aucune des deux extrémités ne fournit de puissance, car la puissance est la tension multipliée par le courant et l’un des deux est nul. La ligne orange représente ce produit. Elle part de zéro, culmine à 307 W sous 33,1 V, puis retombe brutalement à zéro à 40,8 V. Ce sommet est le point de puissance maximale. Le facteur de forme le compare au rectangle 40,8 V × 9,8 A : 307 ÷ 400 ≈ 0,77, ce que PVEducation décrit comme une mesure de la proximité de la caractéristique courant-tension avec un rectangle.

L’onduleur ne sait pas où se trouve le sommet. Il doit le trouver par essais. La méthode la plus simple s’appelle perturbation et observation : décaler légèrement la tension, regarder si la puissance augmente, continuer si c’est le cas et inverser le sens sinon. Sur le banc, l’algorithme de suivi démarre juste sous la tension en circuit ouvert, comme de nombreux onduleurs le matin, et avance par pas de 1,2 % de cette tension. Sur un panneau sans ombre, il gravit l’unique sommet puis oscille de part et d’autre de son sommet.

Une feuille modifie la forme de la courbe. Couvrez 60 % d’une cellule et son groupe de 20 cellules ne peut plus porter tout le courant. En dessous d’environ 3,9 A, la cellule ombragée suit encore ; la partie droite de la courbe change donc à peine. Au-dessus, la cellule ombragée est forcée en inverse jusqu’à ce que la diode de dérivation de son groupe conduise ; dès lors, le panneau fonctionne avec les deux tiers de ses cellules. La courbe de puissance n’a plus un seul sommet. En venant de la droite, le premier pic est de 151 W à 38,7 V ; le plus élevé est de 200 W à 21,6 V sur la gauche. Un algorithme de suivi qui démarre à droite gravit le premier pic rencontré et s’y arrête, car tout petit pas s’éloignant de 151 W fait baisser la puissance. Appuyez sur Balayage complet et le banc essaie toutes les tensions de 0 à 40,8 V, puis déplace le point de fonctionnement vers le sommet le plus élevé. La page de PVEducation sur les effets de désadaptation en explique la cause : dans des cellules câblées en série, celle dont la production est la plus faible limite toutes les autres.

Passez le banc à la chaîne de dix panneaux et la même feuille devient à peine visible. Un groupe dérivé de 20 cellules représente 1 partie sur 30 des 600 cellules de la chaîne ; celle-ci conserve donc un seul sommet vers 2,96 kW. Le modèle ne peut ombrager qu’une cellule ; sur un vrai toit, plusieurs panneaux ombragés à des degrés différents peuvent donner plusieurs sommets à une chaîne.

La vue Une cellule représente la densité de courant en milliampères par centimètre carré, l’unité utilisée pour les cellules de recherche. La cellule du modèle fournit 39,9 mA/cm² en court-circuit (9,8 A répartis sur 245,7 cm²). Ouvrez une cellule record dans le catalogue et sa propre courbe apparaît en gris à côté du modèle, construite à partir de la tension en circuit ouvert, de la densité de courant et du facteur de forme de la table de données du NLR.

Où se trouve le soleil : les équations de la NOAA

Le curseur Hauteur du soleil maintient le soleil sur son arc de midi, plein sud. L’onglet Soleil et jour le place au contraire à sa position réelle pour un lieu, une date et une heure choisis, à l’aide des mêmes équations que le calculateur solaire du NOAA Global Monitoring Laboratory, fondées sur les Astronomical Algorithms de Jean Meeus.

Le calcul part de la date. Elle est convertie en jour julien, puis en siècles juliens depuis midi le 1er janvier 2000. On en déduit la longitude moyenne et l’anomalie moyenne du soleil, l’équation du centre (la correction liée à l’orbite elliptique de la Terre), la longitude apparente du soleil et l’inclinaison de l’axe terrestre, actuellement de 23,44°. La déclinaison, l’écart du soleil au nord ou au sud de l’équateur, découle de ces deux angles. Le 21 décembre 2026, elle vaut −23,44°.

L’équation du temps est la différence entre un cadran solaire et une horloge. Le 21 décembre, elle vaut +2,1 minutes : le soleil a deux minutes d’avance sur la moyenne de l’horloge. Séoul se situe aussi à 127° est, soit 8° à l’ouest du méridien de 135° utilisé par son fuseau horaire, et chaque degré de longitude correspond à quatre minutes. Au total, le soleil franchit le méridien à Séoul à 12:30, et non à 12:00. À 12:00 à l’horloge, l’angle horaire est encore de 7,5° à l’est, le soleil est à 28,6° au-dessus de l’horizon et son azimut est de 172,2°, soit 8° à l’est du plein sud. La dernière étape de la NOAA ajoute la réfraction de la lumière dans l’air, quelques centièmes de degré à cette hauteur et environ un demi-degré à l’horizon. Le lever et le coucher du soleil sont les instants où son centre est à 0,833° sous l’horizon, ce qui donne 07:43 et 17:17 pour Séoul ce jour-là.

La version de ces équations utilisée dans l’exposition a été vérifiée avec le code de la page de la NOAA pour six lieux et horaires, de Séoul à Tromsø et Sydney : hauteurs et azimuts concordent à mieux qu’un dix-millième de degré.

Une journée entière de ciel dégagé

Une fois connue la position du soleil à chaque minute, l’énergie d’une journée est une somme. Toutes les cinq minutes, l’exposition calcule le faisceau direct pour cette hauteur du soleil (avec la même formule de masse d’air que précédemment), l’angle entre le faisceau et le panneau, comprenant désormais l’écart d’azimut, ajoute 10 % de lumière diffuse et trouve la puissance maximale du panneau. Le graphique de l’onglet Soleil et jour représente le résultat de minuit à minuit, et l’aire sous la courbe est l’énergie de la journée.

Le 21 décembre à Séoul, un panneau incliné à 33° et orienté au sud produit 1,36 kWh par ciel dégagé, et l’installation de dix panneaux fournit 13,2 kWh après l’onduleur. Posé à plat sur le toit, le même panneau produit 0,76 kWh. La meilleure inclinaison pour cette seule journée est de 62°, presque perpendiculaire au bas soleil d’hiver, et donne 1,55 kWh. Le 21 juin, la situation s’inverse : le soleil monte à 76°, un panneau à 30° produit 2,37 kWh et la meilleure inclinaison pour cette journée n’est que de 2°. Une installation fixe doit choisir une inclinaison pour toute l’année et aboutit donc entre ces deux extrêmes.

Déplacez le curseur Orientation des panneaux et l’installation tourne sur le toit. À 30° d’inclinaison, une installation orientée à l’est à Séoul produit 54 % de l’énergie d’une installation orientée au sud le 21 décembre, mais en juin elle en produit autant, car le soleil d’été se lève au nord-est et passe la matinée devant elle.

Dans le Grand Nord, la journée change complètement. À Tromsø, par 69,65° nord, le soleil reste sous l’horizon toute la journée le 21 décembre et l’installation ne produit rien. Le 21 juin, il ne se couche jamais : à minuit à l’heure d’été locale, il est encore à 3,7° au-dessus de l’horizon nord, et un panneau orienté au sud produit 2,58 kWh, un peu plus qu’à Séoul, car le soleil est présent pendant 24 heures.

Six façons de construire une cellule au silicium

La coupe de droite a été dessinée comme une cellule classique : une plaquette de type p, un émetteur dopé au phosphore au-dessus et de l’aluminium cuit sur toute la face arrière, laissant une couche fortement dopée appelée champ de surface arrière. Le ministère américain de l’Énergie note que ces cellules à champ de surface arrière en aluminium (Al-BSF) ont dominé le marché jusqu’à environ 2018, lorsque les conceptions PERC les ont dépassées, et qu’une nouvelle transition vers les cellules de type n, comme les hétérojonctions au silicium et TOPCon, est en cours. L’onglet Coupes reconstruit la coupe pour chaque conception.

PERC (émetteur et face arrière passivés) place à l’arrière une fine couche diélectrique d’oxyde d’aluminium et de nitrure de silicium. Les surfaces de silicium nu sont des endroits où électrons et trous se rencontrent et se perdent ; le diélectrique les apaise. L’aluminium n’atteint désormais le silicium que par de petites ouvertures.

TOPCon (contact passivé par oxyde tunnel) va plus loin à l’arrière. Fraunhofer ISE, où ce contact a été développé, le décrit comme un oxyde tunnel ultramince sous une fine couche de silicium dopé ; dans les cellules industrielles, l’oxyde mesure typiquement 1 à 2 nm et le polysilicium environ 80 nm. L’oxyde est assez mince pour laisser passer les porteurs majoritaires, ici les électrons, par effet tunnel, tout en maintenant les autres porteurs à l’écart du métal. La plaquette est de type n et l’émetteur avant est diffusé au bore ; les rôles des couches s’inversent donc : dans la coupe, les trous vont désormais aux doigts avant et les électrons à l’arrière.

Les cellules à hétérojonction revêtent les deux faces d’une plaquette de type n de très fines couches de silicium amorphe, une couche non dopée près de la plaquette et une couche dopée à l’extérieur, puis d’un oxyde conducteur transparent comme l’oxyde d’indium-étain. Forschungszentrum Jülich ne répertorie que quatre étapes de procédé et note que les couches amorphes doivent rester sous environ 200 °C ; la pâte d’argent est donc durcie à cette température au lieu d’être cuite. Ses cellules à hétérojonction perdent moins de 0,3 % de leur puissance par degré d’échauffement, contre environ 0,4 % pour la cellule de ce modèle.

Les cellules à contacts arrière (IBC, contacts arrière interdigités) déplacent tout le métal à l’arrière. Des bandes de silicium n+ et p+ alternent sous la plaquette, chacune avec son contact ; la face avant n’a donc aucun doigt qui l’ombrage. Le Department of Energy les décrit comme plus difficiles à fabriquer. Les meilleures cellules au silicium de la table du NLR, à 28,1 %, combinent cette disposition avec des couches à hétérojonction.

La pérovskite sur silicium empile une seconde cellule au-dessus. La pérovskite absorbe la lumière bleue et verte et fournit une tension plus élevée par photon ; la lumière rouge et proche infrarouge passe au silicium situé dessous. Les deux cellules sont reliées par une fine couche de recombinaison et portent le même courant. Dans la coupe, la pérovskite est la bande brun foncé entre ses couches de transport.

La coupe exagère toutes les couches. L’oxyde tunnel d’une vraie cellule TOPCon mesure environ un cent-millième de l’épaisseur de la plaquette.

Lire la table des rendements

Le catalogue répertorie la meilleure cellule de chaque type dans la table de données du NLR (anciennement NREL), une entrée par ligne du graphique des rendements. Chaque record donne le rendement, le mois de sa mesure, le groupe ayant fabriqué la cellule et, pour la plupart des entrées, le centre d’essai indépendant qui l’a confirmé (ISFH, NREL, Fraunhofer ISE, JRC-ESTI et d’autres). La tension en circuit ouvert, la densité de courant de court-circuit et le facteur de forme se multiplient pour donner le rendement : sous les 100 mW/cm² de lumière standard, le rendement en pour cent vaut Voc × Jsc × FF. Pour 19 des 27 records, la table donne les trois valeurs, et pour 18 d’entre eux leur produit correspond au rendement indiqué à moins de 2 %. Seuls ceux-là reçoivent une courbe sur le Banc I-V.

Les surfaces racontent leur propre histoire. La meilleure cellule à pérovskite, à 28,0 %, mesurait 0,051 cm², soit quelques millimètres de côté. La meilleure cellule TOPCon, à 26,68 %, était une plaquette entière de 350 cm². Les records à concentration sont mesurés sous plusieurs soleils : la cellule à quatre jonctions de Fraunhofer ISE à 47,6 % fonctionnait sous une lumière 665 fois plus intense que celle du soleil sur une cellule de 0,0452 cm². Les 18,8 % du panneau du modèle concernent un module entier, avec cadre, espaces et rubans, sous une lumière solaire ordinaire.

Des cellules solaires dans l’espace et dans le désert

Les cellules solaires ont atteint l’espace avant les toits. Vanguard 1, lancé le 17 mars 1958, a été le premier satellite à énergie solaire, et la NASA note qu’il reste le plus ancien objet fabriqué par l’être humain en orbite. La Station spatiale internationale porte 262 400 cellules sur environ 2500 m² de panneaux ; les quatre ensembles fournissent de 84 à 120 kW et, lorsque la station est éclairée, environ 60 % de cette puissance recharge les batteries pour la partie sombre de chaque orbite.

Plus loin du Soleil, la lumière s’affaiblit. Jupiter est environ cinq fois plus éloignée que la Terre, donc sa lumière solaire est environ 25 fois plus faible. Les trois panneaux de 9 m de Juno portent 18 698 cellules et produiraient environ 14 kW à la distance de la Terre ; à Jupiter, le dossier de presse de la NASA indique environ 400 W. Sur Mars, les panneaux d’InSight produisaient environ 5000 Wh par jour martien après l’atterrissage en 2018 ; au printemps 2022, la poussière avait réduit cette valeur à environ 500 Wh.

Au sol, les plus grandes centrales se mesurent en gigawatts. Al Dhafra, à environ 35 km d’Abou Dabi, utilise presque 4 millions de panneaux cristallins bifaciaux ; son exploitant EWEC indique une puissance de 1,5 GW en courant alternatif et le promoteur Masdar 2 GW. Noor Abu Dhabi, à Sweihan, compte environ 3,2 millions de panneaux sur 7,8 km². Ouvrir l’une ou l’autre dans le catalogue règle l’onglet Soleil et jour sur Abou Dabi, où le soleil de midi en hiver atteint 42° le 21 décembre.