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Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

PV bifaciale

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Le terme PV bifaciale désigne des modules photovoltaïques qui convertissent la lumière en électricité sur leur face avant comme sur leur face arrière. Dans les modules monofaciaux classiques, la face arrière est recouverte d'un film opaque et ne contribue pratiquement pas au rendement. Dans les modules bifaciaux, elle reste photoactive. Elle exploite surtout la lumière renvoyée par le sol, la neige, l'eau, le gravier, les membranes de toiture claires ou le béton, ainsi que la lumière diffuse du ciel. La technique bifaciale relève donc de la photovoltaïque, mais elle change la manière d'évaluer les modules et de planifier les installations.

Une image parlante : un module monofacial est comme une feuille de papier sur laquelle on n'écrit que d'un côté. Sur un module bifacial, on peut aussi écrire au verso. Mais ce qui y figure réellement dépend de la quantité de lumière qui atteint la face arrière. Sous un module monté bas sur un sol sombre, il en arrive peu ; sous un module surélevé au-dessus de gravier clair ou de neige, nettement plus.

Facteur de bifacialité et indications de puissance

La principale caractéristique du module est le facteur de bifacialité (symbole φ). La spécification technique IEC TS 60904-1-2 définit la manière de le mesurer. Pour la puissance maximale, il s'agit du rapport entre la puissance de la face arrière et celle de la face avant, chacune sous éclairement d'une seule face dans des conditions standard. Des facteurs analogues sont déterminés pour le courant de court-circuit et la tension en circuit ouvert. Un φ de 0,8 signifie qu'à irradiance égale, la face arrière fournit environ 80 pour cent de la puissance de la face avant. En fonctionnement, toutefois, la face arrière ne reçoit généralement qu'une petite fraction de l'irradiation de la face avant. C'est pourquoi le gain de rendement annuel est bien inférieur à φ.

Les valeurs dépendent de la technologie de cellule. Selon la feuille de route technologique ITRPV 2025, les valeurs typiques en 2025 étaient d'environ 87 pour cent pour les cellules à hétérojonction (SHJ), d'environ 80 pour cent pour la TOPCon et d'environ 70 pour cent pour la PERC et les cellules à contact arrière (IBC). Ces indications sont des moyennes sectorielles issues d'une enquête auprès des fabricants. Pour un module donné, c'est la fiche technique qui fait foi.

La puissance nominale d'un module en watt-crête est déterminée dans les conditions d'essai standard (STC) : 1000 W/m² d'irradiance, 25 °C de température de cellule et un spectre solaire normalisé. Pour les modules bifaciaux, la valeur STC se rapporte à la face avant, la face arrière restant non éclairée. L'IEC TS 60904-1-2 définit en outre la Bifacial Nameplate Irradiance (BNPI) : 1000 W/m² sur la face avant et 135 W/m² sur la face arrière. De nombreuses fiches techniques indiquent donc, en plus de la puissance STC, une puissance sous BNPI ou un tableau de valeurs de puissance pour différents gains en face arrière. Selon l'approche du calculateur PVGIS de la Commission européenne, la puissance BNPI peut être estimée approximativement comme la puissance STC multipliée par (1 + φ × 0,135). Un module de 500 W avec φ = 0,8 atteindrait ainsi environ 554 W sous BNPI.

Les 135 W/m² constituent un point de référence, non une promesse de rendement. Selon PVGIS, la condition BNPI s'applique à une installation sur structure libre avec un albédo de 0,2, une inclinaison de 37 degrés et une garde au sol d'un mètre. Elle ne convient pas aux installations intégrées au bâtiment ou parallèles à la toiture dont la face arrière est masquée, ni aux modules verticaux orientés est-ouest. Pour de telles installations, PVGIS propose des calculs séparés pour les deux faces du module.

Pourquoi l'environnement fait partie du calcul de rendement

Pour les installations bifaciales, il ne suffit pas de connaître l'irradiation sur le site et la surface des modules. Le sol devient une partie de l'installation. L'élément déterminant est l'albédo, c'est-à-dire la part de la lumière solaire incidente qu'une surface renvoie. Un albédo de 0,2 signifie qu'environ 20 pour cent sont réfléchis. Dans les études, cette valeur vaut par exemple pour l'herbe rase ; le béton vieilli se situe à environ 0,25. La neige fraîche réfléchit nettement plus et peut temporairement permettre des rendements très élevés en face arrière. La terre humide, l'asphalte ou une végétation dense réfléchissent moins. L'albédo peut évoluer au fil des saisons et de la durée d'exploitation, par exemple lorsque du ballast clair s'encrasse de végétation ou que des cultures changent sur une surface d'agrivoltaïsme.

Outre la valeur moyenne, la répartition de la lumière réfléchie compte aussi. Le sol agit le plus fortement directement sous les rangées de modules et entre elles. Or c'est précisément là que les modules projettent eux-mêmes de l'ombre. La garde au sol, l'inclinaison, l'espacement entre rangées et le taux de couverture du sol (Ground Coverage Ratio) sont donc déterminants. En cas de forte densité d'implantation, les rangées s'ombragent mutuellement, ce qui réduit le gain en face arrière ainsi que l'irradiation sur la face avant. Les éléments de structure, les tubes de rotation des trackers, les boîtes de jonction et les câbles en face arrière créent en outre de l'ombre. La PV bifaciale est donc moins une propriété du module qu'une propriété de la configuration globale de l'installation.

Ordres de grandeur typiques du gain de rendement

Les chiffres fiables proviennent de comparaisons sur le terrain d'installations bifaciales et monofaciales côte à côte. Le laboratoire de recherche américain NREL (aujourd'hui National Laboratory of the Rockies) a déterminé, par modélisation, pour des centrales au sol à suivi à un axe, un gain de rendement bifacial de 4 à 15 pour cent. Il dépend du type de module et de l'albédo du sol ; en moyenne mondiale, il était d'environ 9 pour cent. Sur des installations d'essai, environ 7 à 9 pour cent ont été mesurés. Ce gain s'ajoute aux 15 à 25 pour cent qu'apporte déjà le suivi à un axe par rapport aux structures fixes. Pour certaines configurations à albédo élevé, des gains d'environ 20 pour cent ont également été calculés. Ces chiffres se rapportent à des sites et des modes de construction précis et ne sont pas simplement transposables à l'Europe centrale, aux structures fixes ou aux installations en toiture.

Distinction avec le rendement, le module verre-verre et le suivi

Le rendement d'un module décrit l'efficacité avec laquelle il convertit la lumière reçue sur une surface donnée en puissance électrique. La bifacialité décrit en revanche le fait qu'une seconde face photoactive peut être exploitée. Un module bifacial peut avoir un rendement élevé ou faible en face avant. Le bénéfice supplémentaire n'apparaît que lorsque la face arrière reçoit suffisamment de lumière.

Les modules verre-verre ne sont pas automatiquement bifaciaux. De nombreux modules bifaciaux sont certes construits en verre-verre, mais certains ont aussi un film arrière transparent. Inversement, il existe des modules verre-verre dont la face arrière n'est pas notablement active. L'ITRPV souligne en outre que des cellules bifaciales sont aujourd'hui aussi intégrées dans des modules monofaciaux. Ce qui détermine si un module est bifacial, c'est donc sa construction et non la seule cellule. La bifacialité ne dit en outre rien sur la durabilité, la garantie ou la protection incendie, même si ces questions se posent ensemble lors du choix des modules.

Un tracker oriente les modules vers le soleil au fil de la journée et augmente surtout l'irradiation sur la face avant. Les modules bifaciaux peuvent être utilisés sur des structures fixes ou sur des trackers. La combinaison avec le suivi à un axe est répandue dans la construction de grandes installations, car les modules y sont généralement placés haut au-dessus du sol et espacés les uns des autres. L'intérêt économique doit être calculé pour chaque site.

Dimensionnement électrique

Le gain en face arrière augmente le courant et la puissance côté courant continu. Lors du dimensionnement des strings, des câbles et des onduleurs, il faut en tenir compte afin de respecter l'intensité admissible et les limites d'entrée des onduleurs. En cas de forte irradiation sur les deux faces, la puissance DC peut temporairement dépasser ce que laisse attendre un dimensionnement monoface de même puissance nominale. Un rapport DC/AC élevé conduit alors plus souvent à de l'écrêtage : l'onduleur limite la puissance. Ce n'est pas forcément un défaut, mais cela modifie le calcul de rentabilité.

Importance pour le système électrique et le marché

La PV bifaciale augmente surtout le rendement spécifique par kilowatt-crête installé et par surface. Les surfaces, les raccordements au réseau, les autorisations et les capitaux sont rares. Davantage de kilowattheures sur le même site répartissent des coûts fixes tels que le développement de projet, le raccordement au réseau, la clôture, les chemins, la gestion d'exploitation et le loyer du terrain sur une plus grande quantité d'électricité. Cela peut réduire le coût actualisé de l'électricité.

Les kilowattheures supplémentaires n'ont toutefois pas toujours la même valeur. Dans les systèmes comptant beaucoup de photovoltaïque, les valeurs de marché de l'électricité solaire baissent souvent aux heures de forte injection simultanée. Pour les installations orientées au sud et munies d'un suivi, une grande partie du gain de rendement tombe de toute façon dans des heures déjà productives. Les installations bifaciales verticales orientées est-ouest, par exemple le long de bordures de champs ou de voies de circulation, produisent en revanche davantage le matin et en fin d'après-midi. Ici, c'est surtout le profil de production qui change, pas seulement la quantité annuelle. La question de savoir si un profil de midi plus plat soulage réellement le réseau dépend de la charge locale, des règles d'injection, des stockages et du dimensionnement des onduleurs.

Interprétations erronées fréquentes

  • Le gain de rendement comme constante : des indications comme 5, 10 ou 20 pour cent sont incomplètes sans le site, le sol, la garde au sol, l'inclinaison, l'espacement entre rangées et l'ombrage. Sur un toit sombre, densément occupé et à structure basse, le gain en face arrière peut être très faible.

  • Facteur de bifacialité égal au gain de rendement : un φ de 80 pour cent ne signifie pas 80 pour cent d'électricité en plus. Il décrit seulement la sensibilité de la face arrière par rapport à la face avant.

  • Puissance BNPI comme puissance nominale : la puissance à 1000 plus 135 W/m² est une indication de référence dans des conditions de montage définies. Pour des comparaisons, il doit être clair si l'on parle de puissance STC, de puissance BNPI, de rendement annuel, de rendement spécifique par kilowatt-crête ou de rendement par surface.

  • Gain de rendement égal puissance garantie : même avec une face arrière active, le photovoltaïque reste dépendant de la météo et de l'heure du jour. Les heures nocturnes et une Dunkelflaute (période sans vent ni soleil) subsistent. Pour la sécurité d'approvisionnement, c'est la contribution aux heures critiques et à la couverture de la charge résiduelle qui compte, non la production annuelle.

Mise en perspective économique et institutionnelle

Les cellules bifaciales sont aujourd'hui la norme industrielle. Selon l'ITRPV 2025, elles détiennent une part de marché d'environ 90 pour cent, appelée à passer à environ 95 pour cent au cours des dix prochaines années. Le moteur est surtout la technologie TOPCon de type n, qui a dépassé pour la première fois la technique PERC en 2024. Pour les grandes installations, la bifacialité n'est donc plus une caractéristique de quelques projets haut de gamme. La rentabilité reste néanmoins propre à chaque projet : le gain de rendement doit être mis en regard des éventuels surcoûts liés à des structures plus hautes, à des espacements de rangées plus grands, à l'entretien du sol, aux expertises de rendement et à un dimensionnement adapté des onduleurs.

Pour les banques, les développeurs de projets et les exploitants, une prévision de rendement fiable est importante. Un gain en face arrière qui n'apparaît que sous des hypothèses idéales peut fausser le financement. Les expertises sérieuses modélisent donc séparément l'albédo, la géométrie, l'ombrage de la face arrière, l'encrassement et la dégradation, et justifient si possible l'albédo retenu par des mesures. Une garantie de performance du fabricant se rapporte au module et ne constitue pas une promesse d'un gain de rendement bifacial déterminé sur le site.

Sur le plan juridique et réglementaire : les règles de soutien, les appels d'offres et les promesses de raccordement au réseau se rattachent, selon le pays, à la puissance installée, à la puissance d'injection ou à la surface. La manière dont les modules bifaciaux doivent y être évalués relève du droit national concerné. En règle générale, toutefois, un rendement énergétique plus élevé n'accroît pas automatiquement la puissance d'injection admissible au point de raccordement au réseau. Si le raccordement est limité, une partie du gain de rendement ne peut être exploitée qu'avec des stockages, de l'autoconsommation, des concepts d'effacement ou une autre configuration d'installation.

La PV bifaciale montre qu'un module solaire ne peut pas être évalué isolément. Le rendement résulte de l'interaction entre la technique du module, l'irradiation, la réflexion du sol, la structure porteuse, l'onduleur et le raccordement au réseau. La photovoltaïque bifaciale n'est donc pas globalement meilleure. Son intérêt dépend de la bonne adéquation entre le module, le site et la planification de l'installation.

Sources

Autres entrées du glossaire

Edited by eCMS on 11.11.2026 15:40

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