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Au niveau international, la Société Mont-Soleil participe au programme Photovoltaic Power Systems de l’Agence internationale de l’énergie (PVPS AIE). LE PVPS est un programme mondial de grande ampleur réunissant 22 pays autour du photovoltaïque. Les résultats de ses recherches figurent dans de nombreux ouvrages, publications et bases de données, ainsi que sur le site de l’AIE. Ils sont également communiqués lors d’ateliers et de conférences.

Pour plus d’informations:

PVPS AIE

Actuellement, ce champ d’essai est utilisé principalement pour présenter aux visiteurs les différentes technologies photovoltaïques. Un système numérique affiche en temps réel les puissances en watts par m2 produites par les modules. Grâce aux enregistrements réguliers des mesures, il est possible detirer des conclusions sur la puissance produite en fonction du type de module utilisé et des conditions extérieures.

Le contrôle des grandes installations photovoltaïques est un processus complexe en raison du grand nombre de panneaux solaires. La thermographie, ou photographie infrarouge, offre aujourd’hui la possibilité de contrôler les grandes surfaces de panneaux. Les irrégularités, telles que les coupures de courant ou les «hot spots» dus aux cellules défectueuses, se traduisent par des différences de température à la surface des panneaux. Ces différences peuvent être identifiées à l’aide d’une caméra thermographique.

Mené par M. Häberlin, de la haute école de technique et d’architecture de Berthoud (HTA), ce projet a pour objectif l’étude du processus de vieillissement des composants photovoltaïques raccordés au réseau. L’école de Berthoud réalise depuis plusieurs années déjà des mesures à long terme sur 36 installations. Grâce aux relevés effectués désormais sur les nombreux panneaux de la centrale de Mont-Soleil, les statistiques sont affinées et offrent des résultats plus précis.

La production d’électricité solaire dépend en grande partie de l’orientation des panneaux solaires, des conditions météorologiques et, dans une moindre mesure, de la température. Les installations de Mont-Soleil, du Stade de Suisse et du Jungfraujoch présentent des pics de production à des moments différents de l’année. Ainsi, à Mont-soleil et sur le Jungfraujoch, la production est plus importante l’hiver car les panneaux sont orientés verticalement. Au Stade de Suisse, ils sont horizontaux, ce qui est plus avantageux en été.

Par expérience, nous savons que deux panneaux solaires affichant la même puissance nominale peuvent présenter de grandes différences de rendement énergétique sur l’année. La spécification courante de la puissance des modules solaires se limite à la puissance nominale en conditions de tests standard, ce qui réduit les possibilités de comparer les modules de différentes marques et de différentes technologies. L’objectif du projet de recherche était d’affiner la spécification de puissance afin de permettre au consommateur de comparer réellement le rendement de modules de différentes marques.

Ce projet a été cofinancé par l’Office fédéral de l’énergie, et soutenu au niveau européen notamment par différents instituts de renom tels que le Joint Research Center à Ispra (Italie), le LEEE-TISO à Lugano, l’Institut für Sonnenenergie-Technik ISET à Kassel (Allemagne) et l’Institut Paul Scherrer.

Après plus de dix années, la norme provisoire SEV concernant la sécurité des installations photovoltaïques raccordées au réseau a été révisée et intégrée à la norme nationale d’installation à basse tension (NIBT). Il était nécessaire de prendre en compte les évolutions des technologies système, les nouvelles normes de protection contre la foudre et de mise à la terre, les nouvelles normes IEC ainsi que les nouvelles prescriptions applicables en matière d’installations.

La norme de sécurité est entrée en vigueur le 1er novembre 2004. Elle est distribuée par Electrosuisse dans un document séparé, sous le numéro STI 233.1104. Elle sera intégrée ultérieurement à la NIBT.

Le projet de l’EPF de Lausanne visait à tester et à mesurer les cellules solaires de nouvelle génération développées dans les laboratoires photovoltaïques de Suisse. Trois types de cellules ont ainsi été testés: les cellules solaires colorées du professeur Grätzel, les cellules solaires en silicium amorphe et microcristallin de l’Université de Neuchâtel (professeur A. Shah) et les cellules en silicium cristallin de l’Institut Paul Scherrer (W. Durisch).

Les cellules ont été analysées en laboratoire, à Mont-Soleil ainsi que sur l’installation de test en plein air de l’Institut Paul Scherer. A Mont-Soleil, trois cellules colorées ont été montées dans une boîte simulant différentes conditions météorologiques. Deux problèmes majeurs ont été identifiés: leur stabilité et leur durée de vie. En effet, après quelques mois seulement, les cellules s’étaient dégradées et ne fonctionnaient plus.

En 1997, la HES de Saint-Imier a étendu sur mandat de la Société Mont-Soleil les recherches du centre d’essai Mont-Soleil aux systèmes complets, dans le but de comparer la puissance de différents systèmes. A cette fin, l’un des 110 panneaux de la centrale a été isolé du système électrique. Le rendement de cette petite installation a alors été comparé à celui de la centrale. Il est apparu que celle-ci présente très souvent un meilleur rendement que la petite installation.

L’objectif de ce projet était de tester à Mont-Soleil le comportement de nouveaux modules dans des conditions météorologiques réalistes mais difficiles. L’accent a été mis sur les modules à fort rendement ainsi que sur ceux présentant un important potentiel de réduction des coûts, notamment sur les modules intégrant les technologies couches minces.

Le projet était géré par la HES de Saint-Imier et la Société Mont-Soleil, avec le soutien financier de l’OFEN. Il a débouché sur un autre projet en 2000.