L’observatoire combine des registres ouverts de centrales, des séries nationales de production et des études publiées sur la dégradation. Cette page expose d’où provient chaque couche, ce que nous en faisons, quelle licence s’applique, ce qui est observé et ce qui est modélisé, et ce que nous ne revendiquons pas.
Dernière révision : 12 octobre 2026. Chaque chiffre porte sa source et son repère. Lorsque nous n’avons pu lire qu’un résumé, le repère l’indique.
Chaque chiffre publié nomme sa source, le repère précis à l’intérieur de cette source, la date de publication ou de collecte et la licence. Un chiffre sans source n’est pas publié.
VÉRIFIÉ est publié par sa source. ESTIMÉ est notre calcul, avec ses hypothèses énoncées. ILLUSTRATIF est un modèle ou un exemple, et non un actif réel.
Les systèmes résidentiels n’apparaissent jamais comme points individuels. Les foyers n’entrent dans l’observatoire que sous forme de totaux par zone, et seulement dans des cellules d’au moins cinq systèmes.
Un taux de dégradation issu d’une étude décrit une population de modules ou de systèmes. Nous ne le présentons jamais comme le comportement mesuré d’une centrale nommée.
Chaque ligne des fichiers de données porte sa source. Les lignes ponctuelles et par zone portent aussi une licence, de sorte que tout chiffre remonte à une source et à une licence.
Registres nationaux et régionaux d’installations photovoltaïques, lorsque le registre publie des enregistrements au niveau de la centrale. Ils alimentent les points commerciaux et industriels et de grande taille ainsi que les totaux résidentiels par zone. Chaque point conserve l’identifiant propre au registre dans son champ uid. L’URL de chaque source figure dans sources.json.
Bases de données ouvertes au niveau de la centrale, comme la WRI Global Power Plant Database et les jeux de données de systèmes NREL PVDAQ. Les connecteurs OpenStreetMap et Wikidata existent, mais n’ajoutent aucune ligne à la version actuelle. Un enregistrement n’entre que s’il dispose de coordonnées et d’une capacité supérieure à 10 kWp. Les enregistrements dont la licence ne figure pas sur la liste des licences publiables sont exclus, y compris les licences non commerciales et non vérifiées.
Séries nationales annuelles de production solaire et, lorsque le fournisseur la donne, de capacité installée. La version actuelle utilise Ember. Elles donnent le contexte national des totaux de l’observatoire. Une série nationale n’est jamais répartie entre des centrales individuelles.
Prévue, absente de la version actuelle. Données de référence des modules et des onduleurs : puissance dans les conditions d’essai standard, plages de rendement et classe de technologie. Elles décriront des types d’équipements et ne diront rien de la performance d’une unité installée.
Chaque enregistrement reçoit une classe selon sa puissance en kWp. La classe détermine ce que le site peut afficher.
| Code | Classe | Puissance nominale | Ce que le site peut afficher |
|---|---|---|---|
| 1 | Résidentielle | jusqu’à 10 kWp | Totaux par zone uniquement, par unité administrative, avec au moins cinq systèmes par cellule. Ni points, ni noms, ni adresses. |
| 2 | Commerciale et industrielle (C&I) | au-delà de 10 kWp, jusqu’à 1 MWp | Points lorsqu’un registre ouvert de centrales ou un enregistrement ouvert fournit des coordonnées ; sinon, totaux par zone. |
| 3 | Grande taille | au-delà de 1 MWp | Points lorsque les coordonnées proviennent d’une source dont la licence autorise la publication ; sinon, totaux par zone. |
Base. La puissance est stockée en kWp, et le champ basis indique comment chaque valeur a été obtenue : dc (la source indique le DC), est_from_ac (AC × 1,2, ESTIMÉ), source_kw_dc_assumed (la source indique des kW, pris comme DC), reported_gross_mw (MW bruts tels que les publie le registre chilien) ou unknown (la source ne le précise pas). Les totaux mélangent les bases. Une valeur limite appartient à la classe inférieure : 10 kWp est résidentiel, et 1 000 kWp est C&I.
Sources en AC seulement. Lorsqu’une source ne donne que la puissance AC, les connecteurs US EIA et UK REPD enregistrent kWp = AC × 1,2, avec la base marquée est_from_ac. Ce chiffre est ESTIMÉ. Le rapport de 1,2 est une convention, et non une mesure d’une centrale. Le registre japonais FIT et FIP publie la capacité AC telle quelle, et cette capacité n’est pas convertie.
Les systèmes résidentiels peuvent être rattachés à un foyer. Les règles ci-dessous sont appliquées au moment où un enregistrement est écrit, avant toute publication, et non seulement au moment de l’affichage d’une page.
Les données résidentielles ne sont jamais publiées point par point, dans aucun fichier ni aucune vue.
Les sources décrivent les centrales avec des unités différentes et des lacunes différentes. Ces étapes rendent les lignes comparables. Lorsqu’une étape estime une valeur, le champ de base l’indique.
Chaque point normalisé conserve son identifiant source, l’URL source, la licence et la date de collecte. Les téléchargements bruts sont stockés sans modification, avec une somme de contrôle, de sorte que chaque ligne normalisée peut être retracée jusqu’à son téléchargement.
Les kW sont conservés tels quels, les MW sont multipliés par 1 000, les GW par 1 000 000, et les W ou Wp par 0,001. Une capacité qui ne peut pas être lue comme un nombre avec une unité est laissée vide, et un point sans capacité n’est pas publié.
Le statut est codé 0 en exploitation, 1 en mise en service, 2 planifiée, 3 retirée ou inconnue. L’instantané WRI 2019–2020 est codé 3, car son statut n’est pas à jour. La technologie et le montage sont « inconnus » lorsque la source ne le précise pas. Dans la version actuelle, la technologie est inconnue pour tous les points.
Une année est reprise de la source telle que publiée, et reste vide lorsque la source n’en donne aucune. Elle n’est pas estimée. Les centrales planifiées et en mise en service peuvent porter des années postérieures à l’année de coupure des données, et quelques enregistrements portent des années antérieures à 1990, telles que publiées. Les coordonnées doivent se situer entre 56° S et 74° N et entre 180° O et 180° E, et les coordonnées (0 ; 0) sont rejetées.
Au sein d’une même source, le connecteur ignore un identifiant de source qu’il a déjà lu, afin qu’un enregistrement ne soit pas compté deux fois.
Entre sources, deux points distants de moins de 150 m, avec des capacités à moins d’un facteur deux l’une de l’autre, sont traités comme une seule centrale. Le point de la source prioritaire est conservé, et les autres sources sont listées dans son champ also. Le rapprochement n’utilise que la distance et la capacité : ainsi, une centrale que deux sources placent à plus de 150 m l’une de l’autre est comptée deux fois.
Chaque ligne met la capacité en exploitation des registres ouverts en regard de la capacité nationale de la série Ember. Lorsqu’Energy-Charts publie un pays, une seconde série de production sert de contrôle. La note indique dans quelle mesure les données peuvent être retenues pour ce pays. Ce n’est pas un classement de la santé du solaire ni du marché.
Le tableau par pays nécessite JavaScript. Il lit le fichier de couverture dans votre navigateur. La méthode ci-dessous s’applique à chaque ligne.
Taux de couverture = kWp en exploitation dans les sources de registres ÷ capacité Ember en kW. La capacité Ember en kW est égale aux GW multipliés par 1 000 000 kW par GW. ESTIMÉ
En exploitation signifie uniquement le statut 0. La mise en service (statut 1) figure dans sa propre colonne et n’est jamais ajoutée au chiffre d’exploitation. Les lignes planifiées (statut 2) sont exclues. Les lignes inconnues (statut 3) sont montrées comme inconnues, jamais comme retirées. Les lignes Wikidata qui ne donnent qu’une capacité nominale sont exclues de toutes les sommes et de tous les taux. Les lignes OpenStreetMap sont exclues des taux et des notes.
Un taux supérieur à 1,10 signifie que les registres détiennent plus de capacité en exploitation que la série nationale, de plus d’un dixième. Nous ne publions pas ce total comme une somme. La ligne est marquée non additive. Le même marquage est appliqué lorsque deux sources se recoupent dans un même pays, même si le taux reste dans la plage.
Une ligne non additive conserve ses chiffres et son signalement. Sa note ne peut pas être meilleure que C.
Les États-Unis ne sont comptés que sur la capacité en exploitation. Ajouter les totaux de mesure nette de l’enquête nationale ferait sortir leur taux de la plage ; aucun total des États-Unis entre sources n’est donc publié tant que ce recoupement n’est pas résolu.
CF implicite = production solaire Ember (TWh) ÷ (capacité Ember en GW × 8,76). Le facteur 8,76 correspond à 8 760 heures par an divisées par 1 000. Le résultat est la part de l’année pendant laquelle la capacité installée devrait fonctionner à pleine puissance pour produire la production observée. ESTIMÉ
Un CF inférieur à 5 % ou supérieur à 35 % est signalé. Une valeur signalée indique une incohérence de base ou d’année entre les deux séries Ember, ou une valeur de capacité périmée. Vérifiez-la avant d’utiliser le pays.
La capacité d’un pays est périmée lorsqu’elle est identique deux années consécutives. Une valeur périmée n’est pas reportée. Chaque ligne affiche l’année de sa propre valeur Ember. Un pays sans chiffre de capacité pour la dernière année affiche cette année comme manquante, et n’emprunte pas une année antérieure.
Un signalement de péremption limite la note à C.
Accord de production pour 2024 = 1 − |Energy-Charts − Ember| ÷ Ember. Une valeur de 100 % signifie que les deux séries concordent exactement. ESTIMÉ
Écart de capacité = (Ember − Energy-Charts) ÷ Energy-Charts, présenté pour 2024 et 2025. Un écart supérieur à 10 % dans l’un ou l’autre sens est signalé. Energy-Charts (Fraunhofer ISE) couvre un sous-ensemble de pays. Un pays qu’il ne couvre pas n’a pas de valeur d’accord. La licence et la mention de chaque source figurent dans sources.json.
Les comptages, les kWp, ainsi que les valeurs Ember et Energy-Charts sont VÉRIFIÉS tels que leurs sources les publient. Les taux, le CF implicite, l’accord, les écarts et les notes sont ESTIMÉS à partir de ces valeurs. La base de capacité Ember n’est pas vérifiée.
DC ou AC. Les kWp des registres mélangent les bases. Les lignes US EIA sont en DC lorsque la source indique le DC, et en AC × 1,2 sinon. Les lignes UK REPD sont en AC × 1,2. Les lignes chiliennes sont publiées brutes. La norme CEI 61724 ne précise pas la base de puissance pour le rendement AC, et le guide Sandia utilise la puissance DC aux STC (std-sandia-rating-basis-not-specified). Chaque taux ici compare donc des bases mélangées. Lisez un taux comme un contrôle de cohérence, et non comme une part exacte du marché.
La note est la pire de deux contrôles, une plage de couverture et une plage d’accord, et tout signalement peut la faire baisser. ESTIMÉ
La plupart des pays n’ont pas de valeur Energy-Charts, et la plupart ne peuvent donc pas atteindre A. C’est délibéré. Un A exige une seconde source qui concorde étroitement avec les registres et la série nationale.
CL-REG-05). Une moyenne au-delà de cette limite est traitée comme une erreur jusqu’à vérification.Le tableau donne chaque licence telle que l’éditeur l’énonce, vérifiée sur la page de licence de l’éditeur ou, lorsque nous avons pu la lire, sur le texte de la licence. Le texte de la licence fait foi. La formulation ici est un résumé d’orientation. Le tableau couvre les sources externes que cette page nomme. Pour chaque source listée dans la version, la licence et le texte d’attribution figurent dans sources.json.
| Source | Licence | Ce qu’exige l’usage | Repère |
|---|---|---|---|
| OpenStreetMap | Open Database License (ODbL). Le code juridique vérifié est ODbL 1.0. | Afficher la mention d’attribution d’OpenStreetMap et indiquer que les données sont disponibles sous l’ODbL. Une base de données dérivée utilisée publiquement doit être publiée sous l’ODbL, une version ultérieure similaire ou une licence compatible. Une œuvre produite, comme une carte ou un graphique, porte une mention indiquant que son contenu est disponible sous l’ODbL. | OpenStreetMap, Copyright and License : « OpenStreetMap licensing » et « How to credit OpenStreetMap », éléments 1–2. ODbL 1.0, §4.3(a) et §4.4(a). |
| Ember | CC BY 4.0 | Citer Ember lors du partage ou de l’adaptation. « Ember » est une marque déposée auprès des offices de propriété intellectuelle du Royaume-Uni et de l’UE : nous n’utilisons ce nom que pour citer la source. | Ember, Creative Commons, première mention. Ember, Data, pied de page du site. |
| Global Solar Power Tracker (Global Energy Monitor) | CC BY 4.0 lors du partage ou de l’adaptation. Les enregistrements portant un identifiant TransitionZero sont CC BY-NC 4.0. | Citer selon la référence recommandée, « Global Solar Power Tracker, Global Energy Monitor, February 2026 release ». Les enregistrements CC BY-NC sont exclus. | Global Energy Monitor, page du tracker, FAQ « How do I cite this data? », paragraphes 2–3 et note finale. |
| Eurostat | Réutilisation à des fins commerciales ou non commerciales avec mention, sous réserve d’exceptions. Le contenu éditorial est CC BY 4.0. | Mentionner la source avec le modèle de citation d’Eurostat. Les données identifiées comme appartenant à d’autres sources ne peuvent pas être réutilisées à des fins commerciales. Les données relatives à des pays hors UE, AELE et aux pays candidats et en voie d’adhésion officiels doivent être retirées avant toute réutilisation commerciale. Le matériel protégé par le droit d’auteur de tiers n’est pas couvert. | Eurostat, avis de droit d’auteur et réutilisation gratuite des données : « General principles », « Exceptions » et le modèle de citation. |
| PVGIS (Centre commun de recherche, Commission européenne) | Aucune licence propre à PVGIS n’a été trouvée. L’avis officiel le plus proche est l’avis juridique de la Commission : le contenu appartenant à l’UE sur commission.europa.eu est CC BY 4.0 sauf mention contraire, et les logos et les noms sont exclus. | Ne pas utiliser les logos de l’UE ou du JRC comme marque. L’API autorise 30 appels par seconde et par adresse IP, et renvoie HTTP 429 au-delà. Les appels côté navigateur (AJAX) vers l’API ne sont pas autorisés. Ce site n’appelle pas PVGIS, ni depuis le navigateur ni depuis un serveur. | Commission européenne, Avis juridique, « Copyright notice ». Documentation de l’API PVGIS : avertissement dans l’introduction, au-dessus du §1.3 ; limite de débit, §1.3. |
| NASA POWER | Accès libre. Les informations publiques de la NASA peuvent être distribuées et copiées avec mention. | Citer le nom du service, la version et la date d’accès. Inclure à la fois la POWER Reference et la POWER Data Reference. | NASA POWER, page d’accueil, « Access ». NASA POWER Docs, guide de référencement. Avertissement du site de la NASA, deuxième paragraphe. |
Aucun extrait dérivé d’OpenStreetMap ne figure dans la version actuelle. Si un tel extrait est publié, il porte la mention d’attribution d’OpenStreetMap et la déclaration ODbL. Un enregistrement ponctuel ou par zone n’est publié que si sa licence figure sur la liste publiable du pipeline ; les enregistrements à licence non vérifiée ou non commerciale sont donc exclus.
L’observatoire affiche la première colonne telle que déclarée. La seconde colonne est étiquetée partout où elle apparaît.
Une bande dans une projection correspond à la dispersion des simulations du modèle sur des plages de données d’entrée définies. Elle décrit l’incertitude du modèle. Ce n’est pas une garantie, ni un intervalle de confiance mesuré pour un actif réel. La dégradation par centrale n’est affichée que lorsqu’une source publiée rapporte un taux pour cette centrale.
Les valeurs sont l’amplitude de la perte de performance, en %/an. Les sources qui impriment un nombre négatif pour la perte sont présentées ici sans le signe. Médianes et moyennes ne sont pas interchangeables.
Le PV Health Score utilise 0,75 %/an comme référence système par défaut. Il s’agit du taux médian global de perte de performance des systèmes commerciaux et de grande taille aux États-Unis (Jordan, Anderson, Perry & Muller, 2022 ; deg-jordan2022-plr-overall). C’est une médiane de population pour des systèmes, et non un taux mesuré pour un système donné.
Ventilée par climat, la même étude donne des médianes de 0,48 %/an pour les climats plus frais et 0,88 %/an pour les climats plus chauds (deg-jordan2022-plr-climate). Le Health Score affiche les deux bandes à côté de la valeur par défaut.
La référence module reste visible. Jordan et Kurtz (2013) rapportent une médiane de 0,5 %/an sur 1 751 taux de silicium cristallin mesurés sur le terrain (deg-jk2013-median-si). Ces taux sont regroupés à partir de modules individuels et de systèmes entiers. Le chiffre est affiché à côté de la référence système par défaut. Ce n’est pas la référence système par défaut.
Warranty Guard utilise une dispersion propre à un seul système. Elle décrit de combien la perte mesurée d’un système pourrait s’écarter de sa propre tendance, à cause de l’erreur de mesure. C’est un réglage de cette page, et ce n’est pas un écart-type de population.
La dispersion de population provient de la méta-analyse de 2025 : un écart-type de 0,99 %/an (deg-sm2025-spread-sd) autour d’une médiane de 0,94 %/an (deg-sm2025-overall). Le prior de population de Warranty Guard est une loi log-normale ajustée à cette médiane et à la dispersion publiée.
La référence système du Health Score passe de 0,5 à 0,75 %/an. À perte mesurée égale, un score calculé avec la nouvelle référence est plus indulgent. La référence module reste étiquetée, et la dispersion de Warranty Guard est étiquetée comme dispersion de mesure.
Une tendance n’est affichée que lorsque l’historique est assez long pour la séparer du bruit de mesure. Un historique plus court est étiqueté « fenêtre insuffisante ».
| Étude | Population | Valeur (%/an) | Source et repère |
|---|---|---|---|
| Jordan & Kurtz, 2013 | Tous les taux mesurés sur le terrain dans la revue, modules et systèmes, terrestres à plat (1 920 taux) | Médiane 0,5 · moyenne 0,8 | Photovoltaic Degradation Rates: An Analytical Review, Prog. Photovolt. Res. Appl. 21(1):12–29. Section 3.1, fig. 2(a). |
| Jordan & Kurtz, 2013 | Technologies au silicium cristallin (1 751 taux) | Médiane 0,5 · moyenne 0,7 | Même article, fig. 2(b). |
| Jordan & Kurtz, 2013 | Technologies en couches minces (169 taux) | Médiane 1,0 · moyenne 1,5 | Même article, fig. 2(c). |
| Jordan & Kurtz, 2013 | Médianes au niveau du module par technologie, installés après 2000 | mono-Si 0,36 (n = 55) · multi-Si 0,64 (n = 36) · a-Si 0,87 (n = 31) · CIGS 0,96 (n = 10) · CdTe 0,40 (n = 6) | Même article, tableau 1, manuscrit auteur p. 18. |
| Jordan & Kurtz, 2013 | Part de tous les taux rapportés | 78 % inférieurs à 1 ; distribution penchée vers les taux élevés | Même article, conclusion, p. 16 ; section 3.1, p. 5–6. |
| Jordan, Kurtz, VanSant & Newmiller, 2016 | Plus de 11 000 taux issus de près de 200 études dans 40 pays ; Si cristallin (x-Si) | Médiane 0,5–0,6 · moyenne 0,8–0,9 | Compendium of photovoltaic degradation rates, Prog. Photovolt. Res. Appl. 24(7):978–989. Résumé seulement ; texte intégral non récupéré. |
| Jordan, Kurtz, VanSant & Newmiller, 2016 | HIT et Si microcristallin | Environ 1 (qualitatif ; le résumé ne donne pas de médiane) | Même compendium, résumé seulement. |
| Straub-Mück, Geyer-Klingeberg & Rathgeber, 2025 | 80 études primaires, environ 70 000 modules, 27 pays, installés entre 1979 et 2017 ; toutes technologies | Médiane 0,94 · moyenne 1,10 · écart-type 0,99 | Determinants of the long-term degradation rate of photovoltaic modules: A meta-analysis, Renew. Sustain. Energy Rev. 216:115697 (CC BY 4.0). Résumé, p. 1 ; section 1, p. 2 ; fig. 1 encart, p. 2. |
| Straub-Mück et al., 2025 | Modules HIT | Médiane 0,29 | Même article, section 3.2, p. 6 ; fig. 2. |
| Straub-Mück et al., 2025 | Modules CIS/CIGS et CdTe | Médiane 1,5–2 | Même article, section 3.2, p. 6. |
| Straub-Mück et al., 2025 | Modules au silicium cristallin, moyenne prédite dans des hypothèses de bonnes pratiques, par zone climatique et montage | 0,43–1,41 (moyenne prédite) | Même article, section 3.2, p. 7 ; tableau 3, p. 6. |
| Straub-Mück et al., 2025 | Modules CdTe, moyenne prédite dans les mêmes hypothèses | 1,56–2,54 (moyenne prédite) | Même article, section 3.2, p. 7 ; tableau 3, p. 6. |
| Jordan, Anderson, Perry & Muller, 2022 | Systèmes commerciaux et de grande taille aux États-Unis, 7,2 GW, 1 700 sites, 19 000 onduleurs ; taux de perte de performance du système | Global 0,75 · climats plus frais (médiane) 0,48 · climats plus chauds (médiane) 0,88 | Photovoltaic fleet degradation insights, Prog. Photovolt. Res. Appl., doi:10.1002/pip.3566. Résumé. |
| Deline et al., 2025 | PV Fleet Performance Data Initiative : médiane du taux de perte de performance du parc, N = 4 915 onduleurs | 0,75 (médiane) | PV Fleet Performance Data Initiative Final Technical Report, NREL, OSTI 2522744. Sous-tâche 3.1, rapport p. 17 sur 34 ; fig. 15. |
| Deline et al., 2024 | Parc américain élargi ; médiane inchangée depuis 2022. Analyse tenant compte de l’encrassement (CODS) présentée séparément | Environ 0,75 · CODS 0,50 (médiane) | Availability and Performance Loss Factors for U.S. PV Fleet Systems, NREL/TP-5K00-88769, OSTI 2318550. Section 6, p. 19–20 ; section 7, p. 22. |
| Bolinger et al., 2022 | 631 centrales américaines de grande taille, 31,0 GWdc, mises en service entre 2007 et 2018. Niveau centrale, et non module | 1,2 (± 0,1), moyenne du parc | Plant-level performance and degradation of 31 GWDC of utility-scale PV in the United States, LBNL, OSTI 1855368. Résumé. |
Les taux de centrale sont plus élevés que les taux de module. Les auteurs du LBNL indiquent que leur chiffre au niveau de la centrale est supérieur à celui des études au niveau du module et de la cellule. C’est pourquoi nous ne montrons un taux de centrale que lorsqu’une source en publie un pour cette centrale.
Dispersion. Les taux regroupés de 2025 ont un écart-type de population de 0,99 %/an, un maximum de 7,92 %/an et une asymétrie (skew) de 2,39 (fig. 1 encart, p. 2). La dispersion de mesure à un seul système dans Warranty Guard est un réglage distinct et ne correspond pas à ce chiffre. Les intervalles interquartiles ne sont pas donnés dans les sources que nous avons lues ; nous ne les citons donc pas.
Qualité de mesure. La revue de 2013 note qu’un fort pourcentage de références reposent sur une ou deux mesures, généralement par rapport aux valeurs nominales STC, ce qui peut ajouter une erreur importante (discussion des fig. 6–7, p. 10). Le compendium de 2016 signale un biais d’échantillonnage lié à la taille des études et à la précision des mesures.
Climat. Les sites polaires et alpins affichaient les taux les plus élevés dans la revue de 2013, attribués seulement de façon provisoire à la neige et aux charges de vent (discussion de la littérature, p. 14). Dans la méta-régression de 2025, les climats chauds et humides et désertiques portent des coefficients positifs significatifs par rapport au groupe de base modéré, ce qui signifie une perte plus rapide (section 3.2, p. 6).
Puissance nominale des modules dans les conditions d’essai standard, en kilowatts-crête. C’est la base de chaque chiffre de capacité de l’observatoire. Le guide des indicateurs de performance de Sandia note que la norme CEI 61724 ne précise pas la base de puissance pour le rendement AC d’un système, et la définit comme la puissance nominale DC aux STC (section Performance Ratio, note YfAC).
Rapport entre l’énergie fournie par un système et l’énergie attendue de sa puissance nominale et de l’irradiation disponible. La CEI 61724-1:2021 (édition 2.0, publiée le 2021-07-21) traite du PR à la clause 14.3.1, selon sa table des matières. Nous n’avons pas vérifié le texte de la clause ; la formule ci-dessous est donc reprise du guide de Sandia. Forme AC journalière : PRAC = YfAC / Yr, où YfAC est l’énergie AC journalière divisée par la puissance nominale, et Yr est l’irradiation dans le plan du champ divisée par l’irradiance de référence de 1 000 W/m², exprimée en heures (section Performance Ratio).
Conditions nominales de 1 000 W/m² d’irradiance, 25 °C de température de cellule et spectre AM1.5, telles que les décrit Sandia (section Performance Ratio). La CEI 60904-3:2019 (édition 4.0, publiée le 2019-02-15), intitulée « Measurement principles for terrestrial photovoltaic (PV) solar devices with reference spectral irradiance data », est la norme dont le titre couvre ces principes de mesure. Nous n’avons pas vérifié sa formulation des STC par rapport au texte de la norme.
La perte relative moyenne de performance par an, telle que chaque étude la définit. Nous présentons la perte comme un nombre positif. Les études diffèrent selon qu’elles rapportent une moyenne ou une médiane, et selon qu’elles mesurent des modules, des systèmes ou des centrales. Les chiffres ne sont pas interchangeables.
Ces énoncés définissent les limites de chaque page de LIFETIMEBESS Solar.
Envoyez-nous le chiffre et la page sur laquelle il apparaît. Nous répondons avec sa source, son repère et sa licence.
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