D’après pv magazine international.
Des scientifiques de l’université des sciences appliquées de Leipzig ont étudié les retombées que pourrait avoir le déploiement massif de systèmes photovoltaïques verticaux orientés ouest-est sur le marché allemand de l’énergie. Il en ressort que ces installations pourraient avoir un effet bénéfique sur la stabilisation du réseau du pays, tout en offrant une meilleure compatibilité avec les activités agricoles que les installations photovoltaïques classiques au sol.
Les chercheurs ont utilisé le modèle EnergyPLAN développé par l’université d’Aalborg au Danemark. Ce modèle est couramment utilisé pour simuler le fonctionnement des systèmes énergétiques nationaux sur une base horaire, notamment dans les secteurs de l’électricité, du chauffage, du refroidissement, de l’industrie et des transports. Il a été utilisé pour prédire quel effet pourrait avoir un accroissement de l’énergie photovoltaïque verticale sur le système énergétique allemand d’ici à 2030.
Les universitaires ont expliqué que « seuls deux paramètres ont systématiquement été modifiés et d’abord la proportion des différents types de systèmes PV dans la puissance installée totale », précisant toutefois ne pas avoir intégré les trackers solaires dans leur étude. « Ensuite, nous avons examiné deux scénarios, avec ou sans intégration de dispositifs de stockage d’électricité à grande échelle. »
Pour les systèmes conventionnels installés au sol, les scientifiques ont pris en compte un angle d’inclinaison de 20 degrés et un rendement énergétique moyen estimé de 1 020 Wh/W. Pour les systèmes verticaux bifaciaux orientés ouest-est, ils ont retenu un facteur de bifacialité de 90 % et un rendement énergétique annuel de 999 Wh/W. Pour les systèmes verticaux orientés nord-sud, le rendement énergétique annuel est estimé à 926 Wh/W.
« Dans notre modèle, la demande d’électricité en 2030 augmente à 1 214 TWh/a. Cette estimation est principalement basée sur les hypothèses d’économie d’énergie et de changement de combustible », ont-ils déclaré. « Les plus grandes incertitudes concernent les systèmes de chaleur des bâtiments et de l’industrie. »
Les chercheurs ont également tenu compte des coûts plus élevés des panneaux bifaciaux, ainsi que du fait que la puissance pouvant être installée sur une surface donnée est plus faible dans le cas d’une installation verticale en raison des effets d’ombrage, la distance entre les rangées de modules étant généralement comprise entre 8 et 12 mètres, ce qui augmente les coûts de câblage.
« Le surcoût lié au foncier lui-même doit être mis en relation avec le maintien de l’exploitation des terres agricoles ou avec les avantages liés à la promotion de la biodiversité », précisent-ils.
Les scientifiques ont constaté que les systèmes photovoltaïques verticaux étaient en mesure de reporter la production solaire sur les heures de forte demande d’électricité et de fournir davantage d’électricité pendant les mois d’hiver, réduisant ainsi l’effacement de la production solaire sur ces périodes.
« Si l’on intègre un dispositif de stockage d’une puissance de charge et de décharge de 1 TW et d’une capacité de 1 TWh dans le modèle de système énergétique, on parvient à des économies de CO2 pouvant atteindre 2,1 Mt/a sur la base de 70 % de modules verticaux orientés est-ouest et de 30 % de modules inclinés vers le sud », précisent-ils. « En définitive, même s’il peut sembler irréaliste d’atteindre un taux de 70 % de centrales verticales, un pourcentage inférieur suffit à avoir un impact bénéfique. »
Ils ont présenté leurs conclusions dans « Intégration des centrales solaires verticales dans un futur système énergétique allemand », publié dans Smart Energy. « L’intention de cet article n’est en aucun cas de préconiser le montage vertical de tous les systèmes photovoltaïques de service public à l’avenir », ont-ils déclaré. « Il s’agit plutôt de mettre en évidence une nouvelle opportunité. Les systèmes PV verticaux peuvent soutenir le système énergétique global. »
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Suite à nos résultats (https://encis-environnement.fr/sites/default/files/encis/documents/accordeon/RetD_rapport_202204005_V1.pdf) j’étais sceptique, après avoir creusé l’article… je le suis toujours !
1. Calculs de prod faits avec pvgis, donc pas d’ombrage inter-rangs, pourtant super élevés sur du vertical
2. Des panneaux bifaciaux sur le est-ouest mais il semblerait que non sur le sud… alors que si demain ça coute pareil c’est pas très fair-play, et si c’est plus cher alors ça va gonfler les capex…
3. Les coûts ne sont pas l’objet de l’étude mais est-ce que ça coutera demain moins cher de faire du sud + stockage ou du est-ouest sans stockage (surcoûts structures, racco elec, nettoyage et moins de prod) ? Sachant qu’on risque d avoir besoin du stockage dans les deux cas (sur nos simulations, avec les pertes d’ombrage les écarts entre sud et vertical le matin et le soir sont beaucoup plus faibles…)
4. Plus on se rapproche de l’équateur, plus les ecarts de prod entre sud et vertical sont importants (donc en France moins intéressant qu’Allemagne)