Une équipe de recherche internationale a présenté une nouvelle méthode capable de déterminer l'inclinaison et l'azimut des installations photovoltaïques (PV) sur les toits en analysant des données de puissance opérationnelles. Des informations d'orientation précises sont essentielles pour estimer la production d'électricité et détecter les pannes du système, pourtant les dossiers d'installation sont fréquemment manquants ou incorrects, tandis que les inspections physiques sur site restent impraticables pour de grands portefeuilles PV.

L'auteur correspondant Hanrong Huang a expliqué que l'étude offre une solution pratique pour récupérer l'orientation des panneaux sans nécessiter de visite sur place, même en tenant compte de l'ombrage partiel et des limites géométriques à faible angle d'inclinaison. L'équipe a validé l'approche en utilisant des données opérationnelles collectées en 2025 auprès de 17 systèmes commerciaux sur toits en Australie, où les orientations ont été vérifiées indépendamment. Le jeu de données consistait en des mesures de puissance continue (DC) enregistrées à intervalles de cinq minutes pour chaque suiveur de point de puissance maximale (MPPT).

Pour estimer l'irradiance solaire sur les panneaux à divers angles, les chercheurs ont utilisé la modélisation du ciel clair pvlib aux côtés des données météorologiques ERA5. En sélectionnant des périodes présentant une forte irradiance directe et des mesures suffisantes le matin et l'après-midi, un algorithme d'optimisation a identifié l'orientation correspondant le mieux à la puissance de sortie mesurée tout en ajustant la capacité effective du système pour tenir compte des pertes de puissance.

L'étude a comparé deux métriques d'ajustement, R² et la perte de Huber, évaluant comment des facteurs tels que l'ombrage, les faibles angles d'inclinaison, la résolution des données, la température des modules et le rognage de l'onduleur influençaient la précision. Alors que R² mesure l'alignement entre la puissance modélisée et observée, la perte de Huber minimise l'impact des valeurs aberrantes causées par l'ombrage. Sur les systèmes non ombragés, la méthode a récupéré l'inclinaison avec une erreur médiane d'environ 2° et l'azimut dans une marge de 4° en utilisant uniquement des données de puissance DC et les coordonnées du site. Cette approche permet également de déterminer l'orientation des installations individuelles au niveau du MPPT.

Les résultats ont indiqué que la modélisation du ciel clair surpassait systématiquement les données ERA5 ; s'appuyer sur ERA5 a conduit à des erreurs médianes significativement plus élevées de 10° à 12° pour l'inclinaison et de 48° à 62° pour l'azimut dans les systèmes non ombragés. L'ombrage a été trouvé comme augmentant les erreurs d'azimut, les faisant passer de 4° à 35° en utilisant la perte de Huber et de 15° à 27° avec R². De plus, déterminer l'azimut s'est avéré difficile pour des angles d'inclinaison inférieurs à 5° car l'orientation du panneau a un effet minimal sur l'irradiance incidente, bien que cette limitation ait un impact réduit sur la production d'électricité estimée.

Huang a noté que la prochaine étape principale consiste à réduire l'effet de l'ombrage partiel sur la précision de récupération, qui reste la principale limitation de la méthode. L'équipe vise également à rendre la technique robuste face à d'autres conditions opérationnelles réelles, telles que le rognage et le déclenchement des onduleurs, pour garantir une application fiable à grande échelle. Les résultats ont été publiés dans Solar Energy sous le titre « Recovering rooftop photovoltaic array tilt and azimuth from operational power data ». La collaboration de recherche comprenait des scientifiques de l'Académie chinoise des sciences, de l'Université de Nouvelle-Galles du Sud, de Diagno Energy et de Global Sustainable Energy Solutions.

Sources: pv magazine.