Panneaux photovoltaïques bifaciaux : capter un maximum de lumière

De 30 à 40 % de rendement en plus

Les angles d’inclinaison des panneaux solaires sont parfois importants, spécialement quand on s’éloigne de l’équateur et que l’on cherche à optimiser l’absorption de la composante directe de l’éclairement solaire. Cette inclinaison se fait au détriment de l’absorption de l’éclairement diffus dans le cas des panneaux monofaciaux. Or l’apport de l’éclairement diffus est souvent similaire à de celui de l’éclairement direct, spécialement dans des conditions nuageuses.

Les panneaux bifaciaux permettent de résoudre ce problème avec une augmentation de rendement pouvant atteindre pour une heure donnée 30% pour les installations fixes et 40% pour les centrales sur suiveurs solaires (Figure 1).

Au sol comme en toiture

Les panneaux bifaciaux peuvent être installés au sol, en toiture ou sur l’eau (centrales flottantes). Ils se prêtent très bien aux grandes centrales au sol et particulièrement à l’agrivoltaïsme, pratique qui consiste à l’installation de systèmes photovoltaïques dans les champs agricoles afin de faire coexister deux activités et de créer des synergies entre elles.

En toiture , en revanche, ils peuvent parfois se révéler trop lourds en raison de l’ajout de verre. Dans ce cas, il est possible, pour gagner tout de même en rendement, d’utiliser des panneaux monofaciaux fabriqués avec des cellules bifaciales, comme c’est le cas dans 20 à 30 % des cas. Le surplus de production est possible car la feuille arrière n’est pas complétement opaque.

Mesurer la production

Le facteur de bifacialité (ϕ_Pmax) des modules bifaciaux est actuellement de 0,7 à 0,9, en fonction du type de cellule utilisée. Ce facteur est défini par la norme IEC 60904-1-2 comme le rapport de la puissance de la face arrière sur celle de la face avant, mesurés dans des conditions standard (ITRPV, 2022). Il y a donc toujours un côté meilleur que l’autre.

Le rendement annuel additionnel des panneaux bifaciaux une fois installés par rapport aux panneaux monofaciaux possédant les mêmes caractéristiques en face avant peut aller de 5 à 15 %. Il varie notamment beaucoup en fonction de l’albédo (ratio de réflexion d’une surface) qui dépend de la matière de la surface sur laquelle est installée la centrale solaire, de sa couleur, de l’angle d’incidence, du spectre de la lumière et même des conditions de l’environnement.

Le coût actualisé de production d’électricité (LCOE en anglais) devient alors meilleur que celui d’un système monofacial classique dans un grand nombre de scénarios.

Pour estimer la production d’électricité d’un tel système photovoltaïque sur le long terme (Gostein et al., 2021), une combinaison d’un modèle de « view factor » pour la face avant et d’un modèle de « ray tracing » pour la face arrière a abouti à des résultats avec une précision satisfaisante. La seconde révision de la norme 61724-1, qui concerne la surveillance des systèmes photovoltaïques, devrait ainsi aboutir à l’introduction  de conseils pour la mesure de l’éclairage des modules bifaciaux.

D’un point de vue commercial, l’évolution de ce calcul est en effet d’un intérêt majeur pour les fabricants, le prix de leurs produits dépendant fortement de cette valeur, actuellement calculée à partir du rendement de la face devant.

Autoconsommation

Les applications des systèmes bifaciaux sont étudiées rigoureusement par la communauté scientifique et les développeurs de projets, et sont nombreuses.

L’objectif n’est pas toujours de maximiser le rendement électrique. Il peut par exemple être intéressant de maximiser l’autoconsommation, pour les installations alimentant un bâtiment, à travers la combinaison de systèmes verticaux bifaciaux et de systèmes inclinés. Cela permet de rapprocher au maximum la courbe de production d’électricité avec celle de consommation.

Alors que la courbe de production d’une installation 100 % monofacial orienté vers le sud (quand l’installation se trouve dans l’hémisphère nord) présente un seul pic vers midi, la production d’un système 100 % vertical bifacial (Figure 2) présente deux pics : l’un vers le matin et le deuxième vers l’après-midi. Dans des scénarios résidentiels, la courbe de consommation pourrait se rapprocher de la courbe de production d’une combinaison de 60% de panneaux monofaciaux en orientation sud et 40% de panneaux verticaux bifaciaux (Jouttijärvi, 2022, presentation WCPEC-8).

Un marché prometteur

Le déploiement de cette technologie a bénéficié en 2019 de son exclusion des taxes imposés par les États-Unis aux importations de panneaux photovoltaïques chinois, mesures annulées en 2020 puis rétablies en 2021.

Désormais, les installateurs se sont familiarisés avec les panneaux bifaciaux. Selon l’édition 2022 de l’International Technology Roadmap of Photovoltaics (ITRPV), ces derniers devraient ainsi couvrir 30 % du marché photovoltaïque fin 2022 et au-delà de 60 % en 2032.

Références

– Gostein, M., Pelaez, S.A., Deline, C., Habte, A., Hansen, C.W., Marion, B., Newmiller, J., Sengupta, M., Stein, J.S., Suez, I., 2021. Measuring Irradiance for Bifacial PV Systems, in: 2021 IEEE 48th Photovoltaic Specialists Conference (PVSC). Presented at the 2021 IEEE 48th Photovoltaic Specialists Conference (PVSC), IEEE, Fort Lauderdale, FL, USA, pp. 0896–0903. https://doi.org/10.1109/PVSC43889.2021.9518601

– Modeling and Measuring the Power Output of Vertical Bifacial Solar Panels in Nordic Conditions. Sami Jouttijärvi¹, Mehmet Tok¹, Hugo Huerta Medina², Samuli Ranta², Kati Miettunen¹. 1University of Turku, Turku, Finland; 2 TUAS, Turku, Finland