Projetez la puissance conservée d’un module PV par rapport à une courbe de rétention garantie : une courbe P50, une bande p05–p95, la probabilité de rester dans la garantie à la fin de la période, et le taux de perte au-delà duquel il y a dépassement. Utilisez votre propre taux, ou un a priori de population tiré d’études publiées. Le calcul s’exécute dans votre navigateur. Les modèles sont illustratifs et ne reprennent la garantie d’aucun fabricant.
Choisissez un modèle illustratif, ou saisissez les points de garantie de votre propre document. Prenez ensuite le taux de perte soit d’un système (votre taux supposé ou mesuré), soit de l’a priori de population. La projection nécessite JavaScript ; le reste de cette page se lit sans lui.
| Année | Garanti % | P50 % | p05 % | p95 % |
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Une projection, et non une affirmation d’un fabricant. Aucune marque n’est nommée ni notée. La bande montre la dispersion de la source choisie, et non une mesure ; chaque probabilité est un résultat de modèle. La garantie que vous avez signée prime toujours.
Les modèles sont illustratifs. Les médianes publiées, les taux de référence et la dispersion regroupée sont marqués VÉRIFIÉS. La dispersion d’un système et l’écart-type logarithmique sont nos hypothèses et sont marqués ESTIMÉS. Toute valeur que vous modifiez devient votre hypothèse, et la page le signale.
Fondé sur l’exemple à valeur unique du guide solaire du gouvernement de Victoria, section 8, « Panel warranty from manufacturer » (fait warranty-02, CONFIRMÉ). La perte moyenne qu’il implique, environ 0,6 %/an, est notre dérivation (warranty-03, ESTIMÉE). Dépassement au-delà de — %/an, à 25 ans.
L’exemple par paliers de la même section du guide, « Panel warranty from manufacturer » (warranty-01, CONFIRMÉ ; la source ne donne pas de fréquence). Les 80 % à 25 ans correspondent au chiffre que la source donne pour un panneau de haute qualité (warranty-05, CONFIRMÉ). Dépassement au-delà de — %/an, fixé à 25 ans.
Les points année par année que vous saisissez à partir de votre propre garantie. La projection les utilise tels que saisis, et le seuil de dépassement est l’année la plus stricte parmi eux. Rien n’est contrôlé par rapport aux données d’un fabricant.
La médiane, 0,5 %/an, de 1 920 taux rapportés pour les modules et systèmes à plat, chez Jordan et Kurtz (2013), section 3.1 et fig. 2(a) (fait deg-jk2013-median-all). Le sous-ensemble du Si cristallin, 1 751 taux, a la même médiane (fig. 2(b), fait deg-jk2013-median-si).
0,94 %/an est la médiane toutes technologies de Straub-Mück et al. (2025), fig. 1, à partir de 80 études (deg-sm2025-overall). La plage c-Si de 0,43 à 1,41 %/an est la prédiction de la méta-régression dans des hypothèses de bonnes pratiques, par climat et montage (deg-sm2025-predicted-csi).
Notre hypothèse pour l’écart-type du taux d’un système autour de sa propre valeur. Elle ne s’applique que lorsque la source est un système (supposé ou mesuré). Ce n’est pas la dispersion de population : l’écart-type regroupé entre études est de — %/an (fait deg-sm2025-spread-sd), et il mélange technologies, climats et méthodes. La valeur par défaut provient de priors.json.
La médiane est la médiane toutes technologies de 80 études (fait deg-sm2025-overall). L’écart-type logarithmique, —, est notre paramètre issu de priors.json, et il est ESTIMÉ. La log-normale avec ces deux valeurs a une moyenne de — %/an et un écart-type de — %/an. La source rapporte une moyenne de 1,10 et un écart-type regroupé de 0,99 %/an (deg-sm2025-overall, deg-sm2025-spread-sd). Aucune log-normale de médiane 0,94 ne reproduit les deux, de sorte que la page conserve la médiane de la source et affiche les moments implicites.
L’écart-type est la valeur regroupée entre études (fait deg-sm2025-spread-sd). Le centre reprend la même médiane que la log-normale, de sorte que les deux a priori ne diffèrent que par la forme ; ce choix est ESTIMÉ. Une loi normale autorise des taux négatifs. Un module qui gagne en puissance est affiché plafonné à 100 % conservé, et il ne peut pas être en dépassement.
Valeurs d’exemple pour la première vue. Ce ne sont pas des données sur un module quel qu’il soit.
Chaque simulation tire un taux de perte constant pour la durée de vie du module, et la perte est linéaire dans le temps. La puissance conservée est plafonnée à 100 %, de sorte que les gains précoces ne comptent pas. Entre les années de garantie indiquées, la courbe est interpolée linéairement ; la source ne précise pas comment. Un dépassement est compté lorsque le taux de la simulation est au-dessus du seuil une année quelconque de la période. Les simulations utilisent un générateur initialisé, de sorte que les mêmes données donnent les mêmes chiffres.
La perte que vous avez mesurée, divisée par le nombre d’années sur lesquelles vous l’avez mesurée. Ne l’utilisez que lorsque la perte est mesurée par rapport à la puissance nominale du module, dans les mêmes conditions d’essai.
Six constats à la base des valeurs par défaut et des limites de cette projection. Chacun cite sa source, son repère et son identifiant de fait.
Médiane de 0,5 %/an sur 1 920 taux rapportés ; moyenne de 0,8 %/an, de sorte que la distribution penche vers les taux élevés. Les taux en couches minces ont une médiane de 1,0 %/an. Source : section 3.1, fig. 2(a)–(c), manuscrit auteur p. 5–6 (faits deg-jk2013-median-all, deg-jk2013-share-below-1pct, deg-jk2013-median-tf).
Médiane de 0,94 %/an sur 80 études primaires et environ 70 000 modules. Les médianes en couches minces (CIGS et CdTe) sont de 1,5–2 %/an. Source : Renewable and Sustainable Energy Reviews 216, 115697, fig. 1–2 et texte (faits deg-sm2025-overall, deg-sm2025-sample, deg-sm2025-tf-median-range).
Une étude de cinq ans sur 834 modules donne une médiane de −0,58 %/an (négatif = perte, tel qu’imprimé). Le Lab News de Sandia sur la même étude constate que les taux de dégradation sont très non linéaires dans le temps. Source : Theristis et al., Prog. Photovolt. Res. Appl. 31(2), résumé (fiche OSTI ; fait deg-theristis2023-median) ; Sandia National Laboratories, Lab News, 3 nov. 2022, paragraphe des résultats (faits warranty-07, warranty-08).
Après 15 ans ou plus, presque tous les types de modules concernés respectent encore la garantie de puissance du fabricant. Il s’agit d’un ensemble sélectionné de types, et non d’un échantillon aléatoire. Environ 2 % du parc, issus de modules de 21 fabricants après 8 ans sur le terrain, devraient ne pas respecter la garantie à 11–12 ans. Source : chap. 3, fig. 3.3–3.4, PDF p. 11 (faits warranty-24, warranty-25).
Environ 60 % des modules conserveraient 80 % de leur puissance initiale après 35 ans, soit environ 70 % en tenant compte d’une incertitude de mesure de ±3 %. Les fabricants envisageaient alors ce seuil de 80 %. Source : Virtuani et al., Prog. Photovolt., DOI 10.1002/pip.3104, résumé (fait warranty-11).
L’étude préparatoire du JRC (projet de 2019) constate que les déclarations de dégradation des fabricants, et les garanties de puissance qui s’y rattachent, n’ont pas de base normalisée, et qu’elles n’expliquent en général pas la méthode (fait warranty-19). La durée de vie utile est généralement définie comme prenant fin entre 80 % et 70 % de la puissance nominale initiale, ou en cas de problème de sécurité (IEA PVPS, chap. 3, PDF p. 11 ; fait warranty-06).
Le modèle utilise un seul taux de perte constant par module. Les études de terrain divergent sur la forme : une étude de cinq ans rapporte une dégradation très non linéaire (warranty-08), tandis qu’une majorité de modules du compendium de 2016 montre une baisse assez linéaire (warranty-15). La valeur à 25 ans est donc un résultat de modèle, et non une prévision pour le module.
La définition de l’IEA PVPS d’une défaillance de module est une perte de puissance que le fonctionnement normal ne réverse pas, ou un problème de sécurité. Une défaillance concerne la garantie lorsqu’elle survient dans des conditions que le module subit normalement (IEA PVPS, 2017, PDF p. 10 ; fait warranty-26, CONFIRMÉ). Le modèle ne comporte ni terme de défaillance, ni retours, ni procédure de réclamation.
Un fort pourcentage de références ne prennent qu’une ou deux mesures, généralement par rapport à la puissance nominale STC (Jordan et Kurtz, 2013, note sur la qualité des données ; fait deg-jk2013-data-quality). La dispersion d’un système n’est qu’une prise sur ce point, et non une incertitude calibrée. L’a priori de population décrit les modules publiés en général, et non le vôtre. Un taux mesuré sur votre propre module constitue la meilleure base lorsque vous en disposez.
Lisez le résultat comme une plage. Le P50 est la simulation médiane, la bande est l’intervalle du 5e au 95e centile des simulations, et la probabilité est la part des simulations au niveau de la garantie ou au-dessus à la fin de la période. La probabilité de dépassement est la part des simulations dont le taux dépasse le seuil une année quelconque. Aucune de ces valeurs n’est une promesse concernant un module.
Envoyez la garantie et la fiche technique du module. Nous pouvons appliquer cette projection à vos clauses et à un taux mesuré à partir de vos propres données, en énonçant chaque hypothèse à côté du résultat.
Demander une projection de garantieMesurez d’abord le taux avec le PV Health Score · Comment les preuves sont notées