Une équipe de chercheurs français et italiens a mis au point un outil permettant d’optimiser les angles d’inclinaison des centrales PV bifaciales à travers l’Europe. Leurs résultats ont été présentés dans l’article intitulé « Optimal tilt angles for bifacial photovoltaic plants across Europe based on cumulative sky and Typical Meteorological Year data », publié dans Solar Energy. L’équipe de recherche était composée d’universitaires de l’Université Savoie Mont-Blanc (France) et de l’Université de Gênes (Italie).
Ils ont mis l’outil gratuitement à disposition via une plateforme web, affirmant qu’il pourrait être particulièrement utile aux autorités locales, aux développeurs et aux décideurs pour évaluer la faisabilité de l’installation de systèmes solaires bifaces dans leurs régions. « Notre approche prend en compte à la fois l’auto-ombrage dû à des rangées multiples et les obstructions potentielles lointaines causées par le relief environnant, a déclaré à pv magazine la professeure Apolline Ferry, autrice correspondante. Une seconde nouveauté réside dans l’analyse de l’impact de la topographie. Les systèmes PV bifaciaux peuvent particulièrement bénéficier des environnements montagneux, en raison d’un rayonnement réfléchi par le sol accru sur un terrain complexe et d’un albédo élevé pendant les périodes enneigées. Comprendre comment le terrain montagneux influence les systèmes PV est donc crucial pour maximiser la production d’énergie ».
Le modèle innovant suppose des centrales PV bifaciales orientées au sud. Il divise l’Europe en 2 382 points et, pour chacun, utilise un fichier météorologique type (Typical Meteorological Year) avec une résolution horaire. Ces fichiers incluent, entre autres, l’irradiance normale directe (DNI) et l’irradiance horizontale diffuse (DHI). Ces données alimentent le modèle Perez All-Weather Model (AWM), qui calcule la répartition de l’irradiance à travers la voûte céleste. « Un rayonnement cumulé du ciel est construit pour chaque localisation, et une recherche itérative du meilleur angle d’inclinaison est effectuée pour maximiser le rendement énergétique annuel (à la fois sur les faces avant et arrière, en prenant en compte l’énergie directe, diffuse et réfléchie) des modules orientés au sud, avec l’albédo du sol et l’espacement des rangées PV comme paramètres », a expliqué l’équipe.
Leur analyse a montré que la latitude est le facteur principal influençant les angles d’inclinaison optimaux, avec des valeurs moyennes de 36° pour la Finlande, 29° pour la France, 27° pour l’Italie et 26° pour la Grèce, lorsque le taux de couverture au sol (GCR) est de 0,5 et l’albédo de 0,2. Les résultats montrent également que le GCR est un paramètre important : en Europe, les angles d’inclinaison optimaux varient entre 25° et 65° avec un GCR de 0,05, mais seulement entre 15° et 42° pour un GCR de 0,5.
Pour mieux comprendre le terrain montagneux, l’équipe a utilisé une résolution de 5 km sur 5 km et a analysé les Alpes françaises. « Comme le montre une analyse plus détaillée des Alpes françaises, la corrélation entre l’angle d’inclinaison et l’indice de vue du ciel (SVI) est significative. Plus précisément, des valeurs de SVI plus élevées entraînent une réduction de l’angle d’inclinaison optimal, ce qui facilite une meilleure collecte du rayonnement solaire depuis un ciel dégagé », ont-ils constaté. « Bien que nous nous attendions à ce que le relief ait un impact sur les angles d’inclinaison optimaux, nous avons été surpris par l’ampleur des différences entre les zones montagneuses et les plaines à une même latitude, ainsi que par la grande variabilité dans les environnements montagneux », a conclu Apolline Ferry.
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