L’encrassement des installations photovoltaïques : ce que dit la science

Par l’équipe Heliocity — Août 2026

L’encrassement des modules photovoltaïques — poussières, pollens, fientes d’oiseaux, feuilles mortes, dépôts industriels — est souvent perçu comme une nuisance temporaire. La recherche scientifique récente dresse un tableau bien plus sévère : il s’agit d’un facteur de perte économique significatif, d’un risque technique sous-estimé, et d’un accélérateur de vieillissement des installations. Trois grandes conclusions émergent de la littérature.

1. Des pertes de production qui ne disparaissent pas avec la pluie

On pourrait croire qu’en Europe de l’Ouest, où les précipitations sont fréquentes, l’encrassement se résorbe naturellement. Les travaux les plus récents contredisent cette intuition.

Une étude de référence parue en 2025 dans Renewable Energy — la première cartographie systématique des pertes par encrassement à l’échelle européenne — identifie des pertes significatives y compris dans les zones pluvieuses, en raison de la présence de salissures persistantes que la pluie ne parvient pas à éliminer : pollens, particules fines, dépôts industriels adhérents (Fernández Solas et al., 2025, Renewable Energy, 239, 122086).

Ces résultats sont confirmés et affinés par Ruiz-Donoso et al. (2026), qui ont produit des cartes de pertes à long terme sur 20 ans en Europe, en tenant compte de l’effet partiel du nettoyage par la pluie. Leurs conclusions sont frappantes :

• Les modèles classiques sous-estiment les pertes par un facteur 4 à 5,5 lorsqu’ils supposent que la pluie nettoie entièrement les modules.
• Pour des salissures persistantes, l’Allemagne peut atteindre des niveaux de pertes similaires à ceux de l’Andalousie.
• Dans le cas d’étude d’une installation suisse (plus de 1 000 mm/an de précipitations), des pertes allant jusqu’à 10 % ont été mesurées après nettoyage artificiel — alors que la pluie n’éliminait que 10 % de la salissure.

À l’échelle mondiale, l’IEA PVPS estime que l’encrassement représente 4 à 7 % des pertes de production solaire, même en tenant compte des efforts de nettoyage existants (Ilse et al., 2019, Joule, 3, 2303 ; rapport IEA-PVPS T13-21:2022).

Ce que cela signifie pour les exploitants : un plan de nettoyage fondé uniquement sur le suivi des précipitations est insuffisant. L’évaluation du type de salissure et l’analyse des pertes réelles sont indispensables pour définir une fréquence de nettoyage rentable.

2. L’encrassement hétérogène : un déclencheur de pannes en cascade

Au-delà des pertes directes liées à la réduction du rayonnement reçu, l’encrassement non uniforme — fientes d’oiseaux localisées, accumulation de feuilles sur une partie d’un module, dépôts concentrés en bas de panneau — génère un mécanisme de dégradation en cascade bien documenté.

Lorsqu’une fraction d’une cellule est obstruée, un désappariement de courant (mismatch) apparaît au sein du string. La cellule la moins éclairée devient un consommateur d’énergie plutôt qu’un producteur. Pour éviter les surchauffes, les diodes bypass entrent en action et court-circuitent le sous-ensemble de cellules affecté.

Ilse et al. (2019, Joule) ont quantifié l’effet : ombrager seulement 50 % d’une cellule peut suffire à déclencher la diode bypass du string correspondant, entraînant à lui seul une perte d’un tiers de la production du module (dans le cas classique d’un module à 3 strings).

Or, une diode bypass n’est pas conçue pour fonctionner en continu. Maugeri et al. (2025, EPJ Photovoltaics) ont analysé des datasets terrain couvrant 429 jours sur des installations réelles en Italie, et montrent que des activations répétées de diodes bypass — notamment liées à des encrassements partiels — sont un facteur clé de défaillance simultanée de plusieurs composants, rendant le diagnostic de pannes nettement plus complexe.

Özkalay et al. (2024, EPJ Photovoltaics, 15, 7) confirment que des cycles thermiques répétés et le stress prolongé des diodes — la température de la boîte de jonction pouvant dépasser 100 °C lors des activations — conduisent à une dégradation accélérée. En cas de défaillance en circuit ouvert de la diode, les cellules ne sont plus protégées contre la polarisation inverse, et la puissance dissipée augmente de façon critique, pouvant engendrer des risques de sécurité.

Ce que cela signifie pour les exploitants : les dépôts localisés (fientes, feuilles, mousse) ne se traduisent pas seulement par une perte proportionnelle à la surface obstruée. Ils peuvent provoquer des pertes et des dégradations disproportionnées par rapport à leur taille apparente.

3. L’encrassement accélère le vieillissement des modules

La question du vieillissement est souvent découplée de celle de l’encrassement dans les audits de maintenance. La recherche montre que ce découplage est une erreur.

Les mécanismes sont multiples :

• Les cycles thermiques répétés liés aux activations fréquentes des diodes bypass dégradent les encapsulants, les soudures et les connexions internes (Özkalay et al., 2024).
• L’exposition prolongée à un encrassement dense augmente la température de fonctionnement du module, elle-même facteur de dégradation chimique accélérée.
• L’encrassement peut favoriser le PID (Potential Induced Degradation) en modifiant les conditions d’humidité et de conductivité à la surface des modules (Ilse et al., 2019).

Sur le plan quantitatif, une revue récente (2025, Renewable and Sustainable Energy Reviews) sur l’impact des bypass diodes montre que le taux de dégradation annuel d’une cellule en situation de hotspot récurrent peut atteindre 0,1 à 8,6 %/an, contre 0,01 à 1,1 %/an pour une cellule normale. Cela conduit à une réduction de la durée de vie du module de 54 % dans les cas les plus sévères (de 33 ans à 15 ans).

Les taux de dégradation annuels généralement observés sur les installations silicium cristallin se situent entre 0,25 % et 3,3 %/an, mais la présence de salissures non traitées pousse ces valeurs vers le haut de cette fourchette — voire au-delà.

Ce que cela signifie pour les exploitants : le coût réel de l’encrassement n’est pas uniquement la perte de production annuelle. Il inclut un coût de vieillissement accéléré qui érode la valeur de l’actif sur toute sa durée de vie.

Conclusion : nettoyer intelligemment, pas seulement souvent

Ces trois conclusions convergent vers un même constat : l’encrassement est un risque multidimensionnel, et son traitement ne peut se limiter à un calendrier de nettoyage basé sur l’intuition ou les seules précipitations.

C’est précisément pour répondre à cette problématique qu’Heliocity a développé HelioClean : un outil d’aide à la décision pour les exploitants et mainteneurs PV, permettant d’analyser le niveau d’encrassement réel d’une installation, d’évaluer les pertes associées, et d’optimiser les interventions de nettoyage selon des critères économiques rigoureux.

Références scientifiques

1. Fernández Solas et al. (2025) — Photovoltaic soiling loss in Europe: geographical distribution and cleaning recommendations — Renewable Energy, 239, 122086. DOI: 10.1016/j.renene.2024.122086
2. Ruiz-Donoso et al. (2026) — Maps of long-term soiling losses in Europe considering a partial cleaning effect by rain — EPJ Photovoltaics, 17, 17. Open Access. DOI: 10.1051/epjpv/2026010
3. Ilse et al. (2019) — Techno-economic assessment of soiling losses and mitigation strategies for solar power generation — Joule, 3, 2303. DOI: 10.1016/j.joule.2019.08.019
4. Schill et al. (2022) — Soiling Losses — Impact on the Performance of Photovoltaic Power Plants — IEA PVPS Task 13, Report T13-21:2022. Lien IEA PVPS
5. Maugeri et al. (2025) — Enhancing fault diagnosis in PV plants: managing the simultaneity of faulty bypass diodes, series resistance increases, and partial shading — EPJ Photovoltaics, 16, 14.  Open access. DOI :  10.1051/epjpv/2025001
6. Özkalay et al. (2024) — The effect of partial shading on the reliability of photovoltaic modules in the built-environment — EPJ Photovoltaics, 15, 7. Open Access. DOI: 10.1051/epjpv/pv230068
7. Hooshyar et al. (2025) — Recent Progress of Soiling Impact on Solar Panels and Its Mitigation Strategies: A Review — Applied Energy, 379, 124979. DOI: 10.1016/j.apenergy.2024.124979

Heliocity est une startup grenobloise spécialisée dans l’analyse de performance des installations photovoltaïques. HelioClean est notre solution dédiée à l’optimisation des stratégies de nettoyage.