La production de vos panneaux solaires baisse : comment trouver la cause

Un propriétaire de la région des Herbiers nous a écrit en août : sa production de juillet avait chuté d’environ un tiers par rapport à l’année précédente, sans aucun nuage particulier. Il soupçonnait l’onduleur. Nous avons regardé la courbe de journée : une marche nette à 15 h chaque après-midi. Le coupable était un chêne planté en bordure de parcelle, dont le feuillage avait poussé et dont l’ombre tombait sur une rangée de modules au moment où le soleil passe à l’ouest. Un élagage a suffi, sans toucher au matériel.

D’abord, comparer à un repère sérieux

Le repère le plus utile est le productible par kWc de votre commune : divisez votre production annuelle par la puissance installée. Avant de chercher une cause, il faut savoir si la baisse est réelle. Une année peut s’écarter de la moyenne de plusieurs pour cent simplement parce que la météo a changé, et comparer juillet à juillet sans regarder l’ensoleillement ne prouve rien.

À La Roche-sur-Yon, PVGIS donne 1 266 kWh/kWc/an plein sud à 35°, et nous retenons 5 % de moins, soit environ 1 200 kWh/kWc. Une installation de 6 kWc devrait donc produire autour de 7 200 kWh. Si votre relevé annuel est de 6 500 kWh, vous êtes à 1 083 kWh/kWc, soit près de 10 % sous la référence. C’est assez pour chercher. S’il est de 6 900 kWh, vous êtes dans la marge normale.

Les valeurs de votre commune sont sur notre page de production solaire par commune en Vendée. Votre orientation joue aussi : un toit sud-est ou sud-ouest produit environ 6 % de moins que plein sud, un toit est-ouest près de 18 % de moins.

Les causes que l’on trouve le plus souvent

Les causes simples (ombre, salissures) dominent largement les pannes matérielles. Les voici dans l’ordre où nous les rencontrons sur le terrain.

L’ombrage qui a changé. Un arbre qui grandit, une haie bocagère que l’on ne taille plus, une antenne, un voisin qui construit. En Vendée, l’ombre des haies et des chênes en bordure de parcelle est un classique du bocage. Sur un panneau ombré, même partiellement, tout le string peut perdre en puissance, car les cellules sont câblées en série. Les micro-onduleurs ou les optimiseurs limitent cet effet, l’onduleur string classique le subit.

Les salissures. Au bord de mer, à Saint-Gilles-Croix-de-Vie ou aux Sables-d’Olonne, le sel et le sable forment un voile qui retient la lumière. Dans l’intérieur, c’est la mousse qui s’installe en bas des modules, surtout sur les faibles pentes, et les fientes près des élevages. La pluie lave beaucoup, mais pas les dépôts accrochés au bord du cadre.

L’onduleur. Il est la pièce la plus fragile de l’installation, avec une durée de vie souvent évoquée entre 10 et 15 ans. Il peut afficher un défaut d’isolement, se mettre en sécurité lors d’un pic de tension du réseau, ou limiter sa puissance quand il chauffe, par exemple dans un garage mal ventilé.

Le vieillissement des modules. La dégradation normale est de 0,4 à 0,5 % par an. Sur dix ans, cela fait 4 à 5 %. C’est la seule cause de baisse qui soit attendue, progressive et sans dramatisme.

Plus rarement : un connecteur oxydé ou mal serti, un câble endommagé par un rongeur, un module dont une cellule est en défaut (point chaud), un disjoncteur ou un parafoudre défectueux. Notre comparatif panneaux et onduleurs explique pourquoi certaines architectures y résistent mieux.

Un tableau pour remonter du symptôme à la cause

LID, LeTID et PID, les dégradations hors vieillissement normal

Trois sigles désignent des pertes plus brutales que la dérive lente de 0,4 à 0,5 % par an. Les modules cristallins les subissent, et les fiches techniques les rangent ainsi.

Le LID (dégradation induite par la lumière) survient dans les premières heures et semaines d’exposition : le constructeur l’intègre en général dans la première année de sa courbe de garantie de performance, vous ne le verrez donc pas comme une anomalie.

Le LeTID (dégradation induite par la lumière et la température élevée) agit plus lentement, sur plusieurs mois ou années, dès que les cellules dépassent environ 40 °C sous fort éclairement, ce qui arrive sous nos latitudes en plein été. Les publications techniques citent des pertes de 3 à 6 % sur certains modules, jusqu’à 10 % sur des cellules PERC non traitées contre ce phénomène. Le PID (dégradation induite par le potentiel) est une fuite de tension entre cellules et cadre, plus rare sur du matériel récent.

Pour situer ces causes par rapport à votre relevé, il existe un indicateur plus fin que le kWh par kWc : le ratio de performance, rapport entre ce que votre installation produit et ce qu’elle produirait avec l’éclairement reçu. Les pertes système de 14 % retenues par PVGIS correspondent à un ratio de 0,86. Un ratio qui descend nettement sous cette référence d’une année à l’autre, hors ombre et panne d’onduleur, oriente vers le module lui-même, donc vers la garantie de performance.

L’encrassement se corrige, ce qui le distingue d’une dégradation au sens strict, et c’est le seul de la liste qui le fasse à peu de frais. Autre différence utile : les causes du tableau touchent tous les modules à peu près également, alors qu’une panne localisée n’en touche qu’un ou deux. C’est le sujet du paragraphe suivant.

Point chaud, diode bypass et suivi par module

Une cellule défaillante fait chauffer le module et chuter la production du string, et seul un suivi fin la localise. Un module de 60 ou 72 cellules n’est pas un bloc homogène. Il est en général divisé en trois groupes de cellules, chacun shunté par une diode bypass. Quand une cellule est ombrée, fissurée ou défaillante, elle devient résistive au lieu de produire, et la diode court-circuite le groupe entier pour que le courant du string continue de passer. Le module perd alors environ un tiers de sa tension, et la cellule fautive peut chauffer : c’est le point chaud (hot spot). S’il dure, il marque le verre et l’encapsulant, brunit la cellule, et finit par mettre la diode elle-même en défaut.

Sur un onduleur string classique, ce défaut est difficile à localiser : vous voyez une baisse globale du string, sans savoir quel module la provoque. Avec des micro-onduleurs ou des optimiseurs de puissance, le suivi se fait module par module, et l’application indique directement lequel sous-produit. C’est un argument fort de ces architectures en bocage, où l’ombre change avec les saisons, mais elles coûtent plus cher à l’achat et ajoutent des composants à remplacer un jour.

Sur une installation en string sans suivi fin, un technicien vérifie tension et courant string par string, puis passe à la caméra thermique par bon ensoleillement : un module dont une partie apparaît nettement plus chaude que les autres est le suspect. Un module défectueux relève de la garantie produit, à condition de pouvoir le prouver par des relevés datés. Comme un kWh perdu est désormais un kWh consommé en moins sur la facture, l’enjeu se mesure mieux qu’avant : au tarif de rachat du surplus à 1,1 centime, la perte porte presque entièrement sur votre économie d’électricité à 0,2001 € le kWh.

La méthode de diagnostic, pas à pas

Commencez par la courbe de production d’une belle journée, puis passez aux codes défaut et à l’inspection visuelle. Ouvrez l’application de l’onduleur ou relevez l’afficheur, et regardez la courbe de production journalière d’une belle journée. Une cloche régulière indique un système sain. Une marche, un creux ou un plateau plat racontent chacun une histoire différente : l’ombre, la panne d’un string, la limitation en puissance.

Ensuite, cherchez les codes défaut et l’historique des événements. La plupart des onduleurs en gardent la trace. Notez la date du premier code, puis confrontez-la à un événement : un orage, un chantier voisin, une coupure Enedis, une tempête. Regardez enfin vos modules de près, depuis le sol ou à la jumelle : salissures, feuilles, nid, verre fissuré, traces brunes sur une cellule.

Conseil de Julien : notez chaque mois votre production dans un tableau, avec la valeur de référence du mois. Sans historique, toute baisse est invérifiable. Avec lui, une anomalie de plus de 10 % saute aux yeux en quelques secondes.

Si ces contrôles n’expliquent rien, il faut un professionnel. Ce sera de la mesure : tension et courant par string, mesure d’isolement, caméra thermique pour repérer les points chauds. Ce sont des interventions qui s’effectuent avec des outils spécifiques, en sécurité, sur un circuit en courant continu qui reste sous tension dès qu’il y a de la lumière. Ne montez pas sur le toit, et n’ouvrez pas les coffrets de coupure vous-même.

Nettoyer ou pas

Le nettoyage dépend du lieu : au bord de la mer ou près d’un élevage il se justifie, ailleurs la pluie suffit souvent. Sur un toit à 30 ou 35° loin de la mer, la pluie suffit souvent, et un nettoyage mal conduit (karcher à haute pression, produit abrasif) abîme le revêtement antireflet. À l’inverse, au bord de l’océan ou à côté d’une stabulation, un passage annuel à l’eau déminéralisée et à la perche douce se justifie. Le calcul du gain est simple : quelques pourcents de production sur 7 000 kWh à 0,2001 € pèsent rapidement quelques dizaines d’euros, à comparer au prix de l’intervention.

Et la garantie

Si votre installation est récente, conservez les relevés datés et contactez d’abord l’installateur. La garantie produit couvre les défauts de fabrication des modules et de l’onduleur, la garantie de performance le niveau de rendement dans le temps, la décennale les désordres de pose. Les conditions précises dépendent de chaque contrat : reportez-vous à notre page sur les garanties et assurances en photovoltaïque pour savoir lesquelles activer.

Quand une intervention est nécessaire, notre entretien et dépannage de panneaux solaires en Vendée fait le lien avec un installateur partenaire. Nos autres analyses de terrain se retrouvent dans le blog du photovoltaïque en Vendée. Et pour ceux qui veulent revenir à un repère chiffré avant d’appeler, le lexique du photovoltaïque explique les termes qu’on vous opposera (string, courbe de charge, déclassement).

Article rédigé par Julien, chargé d’études chez Panneau Solaire Vendée. Les repères de productible sont issus de PVGIS (base SARAH3) et de nos calculs, vérifiés en septembre 2026.