Comment évaluer les performances d’un système photovoltaïque bifacial sur des terrains en pente ?

Des scientifiques ont mis au point une formulation précurseur destinée à différents outils de simulation photovoltaïque, permettant de calculer les performances attendues des centrales solaires installées sur des pentes vallonnées. Des tests de validation contre une installation expérimentale ont montré une marge d’erreur inférieure à 3 %.

mai 20, 2025 Lior Kahana

Angle d’inclinaison sur différentes surfaces

Image : East West University, Energy Conversion and Management: X, CC BY 4.0

D’après pv magazine International

Des chercheurs de l’East West University au Bangladesh ont développé une méthode innovante pour analyser les systèmes PV bifaciaux sur des terrains inclinés. Cette nouvelle technique consiste en une formulation préliminaire qui peut ensuite être intégrée dans les modèles de simulation photovoltaïque existants, lesquels ne tiennent pas compte des installations en terrain accidenté. « Une reformulation complète pour les bifaciaux demanderait énormément d’efforts, alors nous avons proposé une étape de calcul initiale qui peut être utilisée avec n’importe quel modèle PV classique », a expliqué l’auteur correspondant Mohammad Ryyan Khan à pv magazine.

Leur approche est présentée dans l’article « Modeling any bifacial solar panel array configuration on sloped terrain: Generalization using a precursor formulation », publié dans Energy Conversion and Management: X. « La méthode proposée consiste à recalculer la trajectoire du soleil et l’irradiance (directe et diffuse) comme si elles étaient “vues depuis une surface inclinée”, et à intégrer ces valeurs dans un modèle PV conventionnel. Les données d’entrée modifiées permettent ainsi d’obtenir des résultats cohérents avec une installation sur terrain en pente, précisent les chercheurs. Nous sommes donc en mesure de concevoir et d’analyser des fermes photovoltaïques pour n’importe quelle inclinaison et orientation, sans modifier les autres parties des modèles existants. »

La technique comporte trois étapes : la modélisation de la trajectoire solaire sur une colline donnée ; la correction des valeurs d’ensoleillement ; et l’intégration dans les modèles existants. Dans un premier temps, le système de coordonnées global est ajusté en fonction de l’orientation et de l’angle de la pente. Ce processus permet d’obtenir une trajectoire solaire modifiée du point de vue de la surface inclinée.

Ensuite, l’irradiance diffuse horizontale (DHI) est réduite en fonction du facteur de vue de la pente vers le ciel, tandis que l’irradiance directe normale (DNI) reste inchangée. La nouvelle valeur de DHI tient compte de l’exposition limitée au ciel d’un terrain vallonné. Enfin, les angles corrigés d’incidence et d’ensoleillement sont insérés dans les modèles PV existants, qui les interprètent comme s’ils provenaient d’un terrain plat.

L’équipe a validé son modèle de plusieurs façons. Une auto-validation a montré une erreur inférieure à 2 % dans la majorité des cas, et une comparaison avec le logiciel PVsyst (qui peut prendre en compte les terrains inclinés) a donné des résultats similaires. Enfin, un montage expérimental à petite échelle a été réalisé avec un ensemble de panneaux monofaciaux installés sur une pente orientée vers l’est avec une inclinaison de 20°. Les panneaux ont été placés à plat sur la pente, à une hauteur de 51,5 cm et une largeur de 28,5 cm.

Production énergétique moyenne mensuelle.
*Image : East West University, Energy Conversion and Management: X, CC BY 4.0*

« Cette expérience a été menée sur le toit de l’East West University à Dhaka (23,8°N, 90,4°E) pendant 10 jours entre février et mars 2022. La production a été mesurée toutes les deux minutes de 6 h 30 à 18 h, puis intégrée sur la journée pour obtenir la production énergétique journalière, a expliqué l’équipe. Nous avons utilisé l’irradiance horizontale globale (GHI) mesurée comme donnée d’entrée pour simuler la production de la même configuration et au même endroit. La comparaison entre la production énergétique simulée par notre modèle combiné et les données expérimentales a montré une erreur quotidienne inférieure à 3 %. »

Enfin, l’équipe a démontré son modèle en l’intégrant dans le logiciel de simulation PV-MAPS. Elle a testé un angle de pente de 20°, sur des collines orientées au nord, sud, est ou ouest. Le panneau, monofacial ou bifacial, était monté parallèlement à la pente. Pour la simulation bifaciale, une bifacialité de 1 (unité) et un albédo de 0,2 ont été supposés. Tous les panneaux avaient un rendement de 16,8 %, avec une hauteur de panneau et de fixation d’un mètre.

L’analyse a montré que les systèmes PV bifaciaux offrent un rendement énergétique supérieur, comme attendu, avec une production annuelle variant entre 211,33 et 290,45 kWh/m²/an pour les systèmes bifaciaux, contre 187,18 à 259,72 kWh/m²/an pour les systèmes monofaciaux. « Globalement, le modèle développé simplifie la mise en œuvre des modèles numériques pour les installations de panneaux bifaciaux sur terrains inclinés. Les modèles pour fermes mono/bifaciales, suiveurs mono/bifaciaux (à jonction simple ou tandem) et les systèmes agrivoltaïques peuvent désormais être appliqués sur des surfaces inclinées pour les prévisions et les analyses », conclut l’équipe.

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