L'entretien d'une installation PV dès 100 kWp comprend un monitoring continu, des contrôles visuels après les intempéries, un nettoyage précoce et des contrôles techniques par thermographie et électroluminescence. L'effort en vaut la peine: l'encrassement coûte en Europe centrale 3 à 4 pour cent de rendement par an (BSW/Fraunhofer ISE), les dommages de grêle ont atteint CHF 292 mio. en 2021 selon AXA. Des modules HW3 ou HW4, un régime d'entretien fixe et du personnel formé garantissent durablement la performance.
L'essentiel en bref
7 min de lecture
L'essentiel en bref
7 min de lecture- La grêle est le plus grand risque isoléLes dommages dus aux intempéries chez AXA Suisse ont oscillé entre CHF 61 mio. (2020) et CHF 292 mio. (2021); la moyenne sur 30 ans se situe autour de CHF 115 mio. (AXA, juin 2025).
- HW3 comme base, HW4 dans les régions de grêleLa norme SIA 261/1 et le Répertoire grêle de l'AEAI fixent la classe de résistance à la grêle HW3 comme standard, la notice 17 de Swissolar recommande HW4 dans les régions exposées.
- L'encrassement coûte 3 à 4 pour cent par anSans nettoyage, la perte par encrassement s'accumule en Europe centrale à plus de 10 pour cent (BSW/Fraunhofer ISE). La végétation peut d'après notre expérience coûter environ 25 pour cent.
- Les dommages aux cellules ne se voient pasLes microfissures après la grêle échappent au contrôle visuel. La thermographie et l'électroluminescence les rendent visibles avant que le rendement ne chute de manière mesurable.
Une installation PV dès 100 kWp est un actif dont le rendement dépend de facteurs en constante évolution: rétribution de l’injection en baisse, tarifs dynamiques, décalages entre production et consommation, intempéries et encrassement. L’entretien décide si l’installation maintient sur toute sa durée d’exploitation la performance prévue lors de la planification. Cet article montre quels dommages causent la grêle et l’encrassement, quelle classe de résistance à la grêle est exigée aujourd’hui et à quoi ressemble un régime d’entretien qui garantit le rendement.
Quelle est l’ampleur du risque de grêle pour les installations solaires en Suisse?
La grêle est en Suisse l’aléa météorologique le plus coûteux pour les toitures, et les modules solaires sont exposés sur le toit.
La statistique des intempéries d’AXA Suisse montre l’amplitude (AXA, communiqué du 4 juin 2025):
Entre-temps se situent 2022 avec CHF 143 mio., 2023 avec CHF 239 mio. après de nouveaux orages de grêle violents, 2024 avec CHF 132 mio. et 2025 avec CHF 72 mio. La tendance ne suit aucune ligne, mais oscille d’année en année autour d’une moyenne élevée.
Le mois d’août 2026, caniculaire, s’est terminé par une tempête de grêle: le 28 août 2026, un front froid a apporté des grêlons jusqu’à 6 cm de diamètre et des rafales de 142 km/h à Schaffhouse (MétéoSuisse). Le réseau de recherche climatique NCCS s’attend pour la Suisse à moins d’orages de grêle, mais à plus de gros grêlons: la grêle devient plus rare, mais plus violente. AXA ajoute, du point de vue de l’assureur, que les intempéries se déchargent de manière plus brève et plus localisée, souvent combinées à des rafales descendantes.
Après une tempête ou un épisode de grêle, nous recommandons trois étapes: vérifier d’abord les messages d’erreur et les baisses de puissance dans le monitoring, puis effectuer un contrôle visuel des dommages mécaniques sur les modules, la structure porteuse et le câblage, et en cas d’anomalie procéder à une mesure. Les dommages au niveau des cellules, les microfissures, restent invisibles lors du contrôle visuel et n’apparaissent que sur les prises de vue thermographiques ou d’électroluminescence.
Combien de rendement coûtent l’encrassement et la végétation?
L’encrassement réduit le rendement en Europe centrale de 3 à 4 pour cent par an; sans nettoyage, la perte s’accumule à plus de 10 pour cent (BSW-Solar/Fraunhofer ISE).
Les études sont plus claires que ne le pensent beaucoup d’exploitants (Bundesverband Solarwirtschaft, avril 2026). Pour la Suisse, l’IEA PVPS documente un cas à côté d’une gare avec jusqu’à 10 pour cent de perte. Et l’ombrage partiel agit de manière disproportionnée: selon les mesures de la HTW Berlin, 10 pour cent de surface de module ombragée entraînent 15 à 20 pour cent de perte sur le string concerné.
La végétation est le cas sous-estimé. Un arbre en bordure de toit, qui ne projetait pas encore d’ombre à la mise en service, atteint la première rangée de modules après quelques années. Comme les modules d’un string sont montés en série, le module le plus faible bride toute la rangée.
Notre expérience d’exploitation confirme l’ordre de grandeur. Les installations proches d’autoroutes s’encrassent en un à deux ans au point qu’un seul passage de nettoyage ne suffit plus; même avec des robots de nettoyage, plusieurs passages sont alors nécessaires, ce qui augmente nettement les coûts. Une installation exemple avec une végétation modérée en bordure de toit présentait déjà dans notre monitoring environ 25 pour cent de perte de puissance.
Ce que cela signifie en kilowattheures, un calcul sur l’installation de Schenker Storen AG à Schönenwerd le montre: 1’847 kWp sur plus de 8’800 m² de toiture, production annuelle prévue de plus de 1.8 mio. kWh. Une perte par encrassement de 3 à 4 pour cent y correspond par calcul à 54’000 à 72’000 kWh par an, de l’électricité qui aurait sinon remplacé l’achat sur le réseau aux tarifs commerciaux. La conséquence pour la planification du nettoyage: plus l’encrassement est fort, plus les coûts par passage sont élevés. Nettoyer tôt coûte moins cher que nettoyer tard.
À quoi ressemble un régime d’entretien pour une installation PV dès 100 kWp?
La formation des collaborateurs responsables, des contrôles réguliers et une surveillance continue sont la base d’une performance durablement élevée de l’installation.
Quatre niveaux d'entretien de l'installation
Monitoring: détecter les écarts au quotidien
Le monitoring compare la production avec la valeur de consigne issue de l'ensoleillement et de la température. Les baisses de puissance de strings ou d'onduleurs isolés se remarquent ainsi avant d'apparaître dans le bilan annuel.
- Performance ratio par string et par onduleur
- Messages d'erreur avec recommandation d'action, chez Ampere Dynamic dans un délai de 2 jours ouvrables
Contrôle visuel: après chaque intempérie et une fois par an
Des collaborateurs formés du facility management vérifient les modules, la structure porteuse, le cheminement des câbles et la végétation. Des contrôles externes selon le principe des quatre yeux complètent la responsabilité propre.
- Bris de verre, modules déplacés, bornes desserrées
- Végétation en bordure de toit et degré d'encrassement
Nettoyage: tôt plutôt qu'à fond
Le moment du nettoyage dépend du site et du monitoring, pas du calendrier. Un passage en cas d'encrassement léger coûte moins que plusieurs passages en cas d'encrassement fort.
- Facteurs de site: autoroute, agriculture, émissions industrielles
- Nettoyage robotisé ou manuel selon le type de toiture
Contrôle technique: mesurer ce qu'on ne voit pas
Des entreprises spécialisées effectuent des mesures d'isolation et de puissance, de la thermographie et de l'électroluminescence. La thermographie montre les points chauds et les défaillances de cellules depuis les airs, l'électroluminescence rend visibles les microfissures sur chaque module.
- Après les épisodes de grêle et de tempête
- En cas de baisses de puissance inexpliquées dans le monitoring
La formation fait partie du régime. Qui, dans le facility management, sait à quoi ressemblent un bris de verre, un contact de borne desserré ou un string ombragé dans le monitoring, signale plus tôt et plus justement. Les contrôles techniques externes s’appuient sur ce signalement.
Pour l’organisation, il existe deux voies: l’entreprise mise sur sa propre responsabilité, forme le facility management et garde le contrôle en interne. Ou elle externalise la surveillance et le contrôle à une entreprise spécialisée. Dans le cadre de Service & exploitation, Ampere Dynamic suit environ 100 installations; les forfaits vont de la télésurveillance numérique à la conduite d’exploitation avec rapports d’état documentés.
Comment tirer davantage de l’actif existant?
L’entretien garantit le rendement prévu. Qui a besoin de plus d’électricité ou veut mieux valoriser l’excédent dispose en plus de quatre options.
Les conditions de marché changent en permanence, et avec elles la création de valeur de l’installation. En cas d’excédent important, l’examen d’un regroupement dans le cadre de la consommation propre (autoconsommation) sous forme de RCP, RCP virtuel ou CEL en vaut la peine. Un stockage par batterie augmente l’autoconsommation et évite l’injection en cas de prix spot négatifs. Un système de gestion de l’énergie pilote le stockage, les bornes de recharge et les pompes à chaleur selon le prix de l’électricité. Les chiffres correspondants figurent dans l’article Marché de l’électricité 2026 et tarifs dynamiques.
Si toutes les surfaces de toiture sont occupées, il reste les façades, les clôtures et les parkings. Le PV vertical sur les façades et les clôtures utilise la surface deux fois, produit plus d’électricité hivernale et, avec une inclinaison d’au moins 75 degrés, se qualifie pour le bonus d’inclinaison ou le Winterstrombonus. Les couvertures de parking dès 100 kWp au-dessus de parkings jusqu’ici non couverts reçoivent le bonus pour les parkings de CHF 250/kW (art. 30c, al. 2, let. d OEneR) et protègent les véhicules et les bornes de recharge des intempéries. Les conditions et les montants de subvention sont expliqués dans l’article Winterstrombonus et PV vertical, la mise en oeuvre technique sur la page de solution Photovoltaïque vertical.
Le fil rouge reste le même: de l’actif isolé au système énergétique flexible, entretenu, surveillé et piloté selon les conditions du marché.