Qu’est-ce qu’un tracker solaire et comment améliore-t-il le rendement ?

Définition claire et principes physiques

Un module photovoltaïque convertit une partie de l’irradiation reçue en électricité. Cette irradiation se décompose en deux composantes principales :

• L’irradiation directe normale (DNI), qui vient du disque solaire sans diffusion. Elle est très directionnelle.
• L’irradiation globale horizontale (GHI), qui inclut le rayonnement direct et le diffus sur un plan horizontal.

Le rendement énergétique d’un panneau dépend de l’angle d’incidence entre les rayons et la surface du module. Plus l’angle est petit (rayon proche de la perpendiculaire au panneau), plus la puissance utile augmente. Un tracker solaire agit donc sur deux paramètres clés : l’azimut solaire (position Est-Ouest) et l’élévation (hauteur du soleil), de manière à rapprocher en permanence la surface des modules de la perpendiculaire au soleil.

Lorsque le site bénéficie d’un fort DNI (ciels clairs, atmosphère sèche), un suiveur solaire apporte des gains importants, car il “capture” mieux ce flux direct. À l’inverse, dans les régions très nuageuses où le rayonnement diffus domine, l’avantage reste réel mais plus modéré.

Ce que change le suivi solaire dans la production

Un suiveur photovoltaïque agit à trois niveaux :

• Production quotidienne mieux répartie. La puissance ne culmine pas uniquement vers midi : le matin et en fin d’après-midi, les panneaux restent orientés vers le soleil, ce qui augmente la production en début et fin de journée.
• Gain énergétique annuel. Par rapport à une structure fixe optimisée, un suivi à un axe horizontal nord-sud apporte souvent un supplément de 10 à 25% selon la latitude, le relief et la part de DNI. Un suivi à deux axes, capable d’ajuster azimut et inclinaison simultanément, peut atteindre 25 à 40% de gain, avec une variabilité plus forte selon le climat local et le coût.
• Saisonnalité mieux maîtrisée. Les gains saisonniers des trackers sont généralement plus marqués en été et lors des périodes très ensoleillées. En hiver ou sous forts régimes nuageux, le différentiel diminue mais le suivi conserve un intérêt pour capter les fenêtres de ciel clair.

La trajectoire solaire quotidienne et l’impact de la latitude sont déterminants. Plus on s’éloigne de l’équateur, plus la course du soleil varie au fil des saisons, et plus la position de l’azimut et de l’élévation s’étale dans l’année. Un algorithme de suivi solaire bien paramétré maximise l’exposition utile toute l’année, malgré ces variations.

Les grandes familles de trackers

Suivi à un axe: le standard des centrales au sol

Le suivi à un axe horizontal (souvent appelé HSAT pour horizontal single-axis tracker) est aujourd’hui dominant dans le solaire au sol. Un axe nord-sud sert de charnière, la structure bascule d’est en ouest au cours de la journée. Parmi ses atouts :

• Simplicité mécanique relative et coûts maîtrisés.
• Courbe de production élargie, très utile pour les réseaux électriques et l’autoconsommation.
• Intégration aisée des modules bifaciaux grâce à une garde au sol souvent plus élevée et une ombre portée réduite.

Certaines variantes inclinent légèrement l’axe pour s’adapter à la topographie. Le “tilt dynamique” permet de moduler l’angle optimal au cours de la journée, notamment pour activer le backtracking anti-ombrage.

Il existe aussi des trackers à axe vertical (suivi de l’azimut autour d’un mât central) plus courants en petite puissance ou pour des usages spécifiques. Ils gèrent bien l’azimut mais doivent optimiser l’inclinaison au cas par cas.

Suivi à deux axes: le ciblage maximal du soleil

Le suiveur bi-axe (tracker à deux axes) ajuste en continu l’azimut et l’inclinaison pour maintenir les modules perpendiculaires aux rayons. Il extrait le maximum de DNI en conditions claires et s’avère performant lors des variations saisonnières. Les contraintes à considérer :

• Coût plus élevé et capex souvent supérieur à celui d’un suivi à un axe.
• Mécanique et commande plus complexes, donc maintenance potentiellement plus exigeante.
• Intérêt économique dépendant fortement du site (fort DNI, valeur du kWh, contraintes foncières).

En pratique, la plupart des centrales de grande taille privilégient aujourd’hui le suivi à un axe, avec ou sans modules bifaciaux, car l’arbitrage coût/gain reste souvent plus favorable. Le deux-axes garde tout son sens dans des sites à très forte irradiation directe ou là où l’emprise au sol doit être minimisée par une densité de puissance élevée.

Comment le tracker sait où se placer

Trois approches coexistent, parfois combinées dans la même installation.

Suivi astronomique: la précision des éphémérides

Le suivi astronomique des panneaux repose sur le calcul de la position du soleil à partir des éphémérides, de la date, de l’heure et des coordonnées GPS. L’algorithme integère la dérive saisonnière, la correction d’azimut local et la déclinaison. Avantages :

• Précision constante, indépendance vis-à-vis des capteurs optiques (qui peuvent s’encrasser).
• Cohérence parfaite entre rangées, essentielle pour le backtracking.

Il exige un bon calibrage initial (références mécaniques, zéro d’inclinaison) et une surveillance périodique pour garantir la justesse absolue après des années d’exploitation.

Suivi par capteurs lumineux: simple et réactif

Le suivi par capteurs lumineux s’appuie sur des photodiodes ou des capteurs de luminosité opposés. Le système compare les signaux et ajuste l’orientation jusqu’à équilibrer l’éclairement. Intérêts :

• Réactivité immédiate aux variations locales (nuages, ombres passagères).
• Mise en œuvre économique sur des systèmes de petite taille.

En grande centrale, il est plus rare d’utiliser cette méthode comme unique référence, car elle peut introduire des divergences d’orientation entre rangées et être sensible à l’encrassement.

Approches hybrides et supervision

De nombreux systèmes combinent un algorithme de suivi solaire astronomique et des capteurs d’irradiance pour tracker afin de vérifier en temps réel la pertinence de la consigne. Les données sont remontées à un SCADA, avec possibilité de corrections locales ou de modes dégradés en cas de perte de capteurs.

Backtracking anti-ombrage et espacement des rangées

Dès que l’on installe plusieurs rangées, l’ombrage inter-rangées peut réduire fortement le rendement des panneaux solaires avec tracker, surtout le matin et en fin d’après-midi. Le backtracking anti-ombrage corrige le tilt pour éviter que la rangée précédente ne projette une ombre sur la suivante. Concrètement :

• Le contrôleur calcule, en fonction de l’heure, de l’azimut solaire et de la hauteur du soleil, l’angle maximal sans ombre.
• Cette stratégie fonctionne uniquement si l’espacement des rangées de trackers est correctement dimensionné.

Le dimensionnement se discute via le “ground coverage ratio” (GCR), ratio entre la surface de modules et la surface au sol. Un GCR élevé augmente la densité énergétique par hectare mais accroît le risque d’ombres. Un GCR plus bas réduit l’ombre et facilite le backtracking, mais consomme davantage de terrain. Il faut aussi tenir compte de la topographie, de la hauteur des modules, de la tolérance au mismatch et de l’éventuel caractère bifacial. Le bon compromis se choisit projet par projet, en simulant l’optimisation de l’angle de tilt et le gain de production avec tracker selon les saisons.

Orientation, inclinaison et optimisation avec ou sans suivi

Même avec un suiveur, les bases restent les mêmes : orientation des panneaux, inclinaison et production se répondent. Sur structure fixe, on recherche une orientation optimale des panneaux solaires (en Europe continentale, généralement plein sud) et une inclinaison optimale des panneaux qui équilibre production d’été et d’hiver. Avec un tracker, on remplace cette optimisation statique par un pilotage dynamique :

• En un axe, l’azimut suit le soleil d’est en ouest. L’inclinaison initiale est souvent faible, puis varie pour gérer le backtracking et les contraintes mécaniques.
• En deux axes, l’orientation et l’inclinaison se recalculent en continu pour viser la perpendiculaire.

Ce pilotage apporte des bénéfices évidents le matin et le soir, lorsque la position solaire s’écarte beaucoup de la normale aux panneaux. La production matin et soir avec tracker est d’ailleurs l’un des principaux arguments dans les marchés où le prix de l’électricité à ces heures est plus élevé.

Bifacial + tracker: un couple gagnant

Les modules bifaciaux captent la lumière sur les deux faces. Sur suiveur, ils bénéficient:

• D’une face arrière plus exposée au diffus et aux réflexions du sol, surtout avec une garde au sol suffisante.
• D’une réduction des ombres statiques, ce qui augmente l’énergie diffusée reçue par la face arrière.

L’albédo (pouvoir réfléchissant du sol) devient alors déterminant. Des sols clairs (graviers, béton clair, neige) ou traités (membranes réfléchissantes) peuvent apporter quelques points de pourcentage supplémentaires. Les trackers bifaciaux doivent être optimisés pour éviter l’auto-ombrage de la structure sur la face arrière et maintenir une hauteur adéquate. Les gains typiques du bifacial sur tracker se situent souvent entre 5 et 15% additionnels par rapport au monofacial sur la même cinématique, avec de fortes variations selon l’albédo, l’élévation, la densité de rangées et la propreté.

Composants, motorisation et commande

Un suiveur photovoltaïque moderne se compose de:

• La structure porteuse: pieux, colonnes, longerons et cadres de modules, conçus pour résister à la fatigue et au vent.
• La motorisation: moteurs électriques (souvent DC), réducteurs, entraînements centraux ou par rangée (single-row trackers), vérins linéaires ou slew drives.
• Les capteurs: inclinomètres, codeurs d’angle, fins de course, capteurs de vent et parfois température pour compenser les dilatations.
• Le contrôleur: automate dédié, unité de communication, liaison SCADA, algorithme de suivi solaire, gestion du mode sécurité vent (stow) et des consignes de backtracking.

Les architectures à entraînement par rangée réduisent les couples transmis et facilitent l’adaptation à un terrain irrégulier. Les entraînements centraux mutualisent le moteur mais imposent une plus grande rigueur d’alignement. Le choix dépend du site, de la logistique d’installation et des préférences de maintenance.

Fiabilité, consommation et maintenance

La fiabilité des trackers solaires s’est nettement améliorée. Les fabricants dimensionnent désormais les articulations, paliers et réducteurs pour des millions de cycles, avec protections contre l’intrusion de poussières et d’eau. Les points d’attention en exploitation:

• Consommation électrique du tracker: l’énergie absorbée par la motorisation et le contrôle se situe souvent entre 0,3 et 1% de la production, selon le profil d’exploitation et la technologie. Cette consommation est prise en compte dans les analyses économiques.
• Maintenance des trackers solaires: inspection visuelle, serrage des attaches, vérification des câbles, lubrification ou remplacement périodique des composants mécaniques selon les recommandations du fabricant. La mise à jour logicielle fait partie du plan de maintenance pour optimiser l’algorithme et la communication.
• Recalibrage du tracker solaire: il consiste à vérifier la référence de l’azimut et du zéro d’inclinaison, à corriger les offsets des capteurs et à réaligner les rangées en cas de dérive. Le recalibrage est particulièrement pertinent après des épisodes extrêmes (vents forts, chocs) ou des travaux de maintenance lourde.

En termes de disponibilité, une conception robuste et une supervision active permettent d’atteindre des taux très élevés, comparables aux structures fixes, tout en offrant un surplus d’énergie.

Vent, neige et modes sécurité

Le vent est la charge la plus critique. Les suiveurs disposent d’un mode sécurité vent (stow) qui “met en drapeau” la surface, c’est-à-dire qu’ils s’orientent pour présenter le moins de prise au vent possible. Points clés:

• Seuil de vent pour stow: selon les fabricants, la bascule en stow peut intervenir autour de 12 à 18 m/s de vent soutenu, avec hystérésis pour éviter les allers-retours. Des capteurs anémométriques redondants et des règles de parc assurent une décision cohérente.
• Orientation de stow: l’angle de mise en drapeau au vent peut varier selon les plateformes. En conditions extrêmes, l’objectif est de minimiser les moments sur la structure tout en maîtrisant les charges dynamiques.
• Neige et grêle: certains systèmes offrent des stratégies de “dump snow” (inclinaison favorisant le glissement de la neige) ou de positionnement spécifique face à la grêle pour limiter l’impact, dans la mesure où la sécurité mécanique n’est pas compromise.

La résistance ultime (survival wind speed) est spécifiée par le fabricant en cohérence avec les normes locales et les études de charges.

Comparaison avec une structure fixe

Comparer un tracker à une structure fixe revient à arbitrer trois aspects: énergie, capex/opex et complexité.

• Énergie: +10 à +25% pour un axe dans de bonnes conditions, +25 à +40% pour deux axes. Ce gain dépend fortement de la proportion de DNI, de la latitude, des ombrages et du GCR.
• Coût: le coût d’un tracker solaire est supérieur au fixe, de l’ordre de quelques dizaines d’euros par kW installé en grande centrale. L’écart varie selon les marchés, la logistique et le type de terrain. L’opex reste modéré mais non nul (inspecter, lubrifier, remplacer des pièces d’usure).
• Complexité: il faut gérer la commande et motorisation du tracker, la cybersécurité du SCADA, le stock de pièces de rechange, et former l’équipe d’exploitation.

En toiture ou sur petites installations, l’ajout d’un suiveur est rarement justifié en raison du poids, de la prise au vent, des contraintes d’étanchéité et des coûts. Au sol, à l’échelle industrielle, le suivi à un axe est devenu un standard dans de nombreux pays.

Où un tracker a le plus de sens

• Régions à fort DNI: plateaux continentaux, déserts, zones semi-arides. Le différentiel de production y est maximisé.
• Marchés valorisant les heures du matin et du soir: tarifs dynamiques, contrats PPA calibrés, autoconsommation avec consommations déphasées de midi.
• Sites bifaciaux avec albédo favorable: sols clairs, surfaces réfléchissantes, ou climat neigeux une partie de l’année.
• Parcelles avec faible contrainte de terrain: permettre un GCR équilibré et un backtracking efficace.

À l’inverse, dans des climats très nuageux, sous forte pollution ou brouillard persistant, l’avantage diminue. Sur des terrains très enclavés où l’espacement des rangées est impossible, le risque d’ombre peut annuler une partie du gain théorique.

Exemple chiffré pour situer les ordres de grandeur

Imaginons un site de latitude 43–45°N, GCR moyen, modules monofaciaux, structure fixe optimisée. En basculant sur un suivi à un axe bien réglé:

• Gain annuel typique: 12 à 20%.
• Écrêtage de la pointe de midi: la puissance heure par heure devient plus “plate”, utile pour la gestion du réseau.
• Coût additionnel: variable selon marché et volume, souvent compensé par le gain d’énergie au-delà de quelques années d’exploitation.

Avec des modules bifaciaux et un albédo moyen (0,25 à 0,35), on peut ajouter encore 5 à 10% de production, sous réserve de maîtriser les ombres structurelles et la hauteur.

Ces ordres de grandeur ne remplacent pas une simulation locale (modèle météo, topographie, pertes AC/DC, indisponibilités). Ils guident simplement l’évaluation initiale.

Mesure et pilotage: données au service de la performance

La qualité des mesures est déterminante pour comprendre et optimiser l’augmentation de la production photovoltaïque due au suivi. Outils courants:

• Pyranomètre de plan horizontal pour la GHI et capteur DNI (pyrhéliomètre) ou capteurs orientés sur un plan équivalent aux modules pour estimer l’irradiation utile.
• Cellule de référence montée sur la rangée pour suivre l’écart réel entre consigne et performance.
• Anémomètres et capteurs de température pour ajuster le comportement au vent et les corrections thermiques.

Un SCADA collecte ces variables, calcule des KPI (PR, disponibilité mécanique, pertes par ombrage résiduel) et propose des actions: ajuster les paramètres de backtracking, corriger une dérive d’azimut, mettre à jour l’algorithme, planifier une maintenance.

Bonnes pratiques d’ingénierie et d’exploitation

• Études d’ombre et GCR: simuler heure par heure les ombres projetées selon la topographie et la dispersion d’altitude.
• Optimisation de l’azimut et de l’inclinaison: aligner l’axe au vrai nord/sud, vérifier les tolérances mécaniques et les jeux de montage pour une géométrie fidèle.
• Gestion de la variance inter-rangées: limiter les différences d’angles entre rangées contiguës pour éviter des pertes par mismatch.
• Nettoyage et environnement: dépôts de poussières, sable, neige, végétation haute et obstacles ponctuels affectent le retour sur investissement du tracker.
• Cybersécurité et mises à jour: garder le parc à jour, sécuriser les accès, consigner les changements de paramètres.

Ce qu’il faut retenir sur l’économie du suivi

Le retour sur investissement du tracker dépend de la différence entre gain d’énergie et surcoût global (CAPEX + OPEX + consommation propre):

• Dans des pays à fort ensoleillement direct et prix du kWh élevés, le suivi à un axe est fréquemment gagnant.
• En zones tempérées avec ensoleillement variable, le résultat est plus project-specific: valeur du kWh aux heures décalées, coûts de génie civil, accès au site, logistique.
• Le deux-axes peut être convaincant sur des applications ciblées (sites très DNI, production très haut de gamme sur petite surface), mais il est moins répandu en utility-scale en raison de son différentiel de coût et de maintenance.

L’important est de baser la décision sur des simulations bancables, intégrant les pertes électriques, l’irradiation locale et un scénario d’exploitation réaliste.

Panorama des risques et comment les traiter

• Vent extrême: choisir une plateforme avec historique de tests, contrôler le seuil et les stratégies de stow, vérifier l’ancrage géotechnique.
• Corrosion: adapter les traitements de surface et la visserie aux atmosphères marines ou industrielles.
• Dispersion de montage: former les équipes, prévoir des gabarits, mesurer les écarts d’azimut et de niveau, faire un recalibrage du tracker solaire après mise en service.
• Pannes d’entraînement: stock minimal de moteurs/réducteurs, procédures de basculement manuel, segmentation des zones pour limiter l’impact.
• Logiciel: valider l’algorithme de suivi solaire et les mises à jour sur un banc d’essai ou une petite portion du parc avant déploiement global.

Repères pratiques sur l’orientation et l’inclinaison

Dans une installation fixe, l’angle optimal dépend du site et du compromis saisonnier. Avec un suiveur, on parle plutôt d’enveloppe d’angles et de tilt dynamique pour concilier capture d’énergie, anti-ombrage et effort mécanique. Le fait d’avoir travaillé en amont l’orientation des panneaux et d’avoir vérifié le lien entre inclinaison et production reste précieux, car ces fondamentaux guident la configuration initiale et le paramétrage du backtracking.

Question fréquentes

Q: Un tracker a-t-il un intérêt sur une maison ou un petit toit-terrasse ?
R: Rarement. Les surcharges, la prise au vent, le bruit potentiel et la maintenance compliquent l’intégration. Les toitures privilégient l’extrême simplicité et la légèreté. Le suivi est pertinent au sol, lorsque l’implantation et la maintenance sont maîtrisées.

Q: Quelle est la consommation électrique d’un parc équipé de suiveurs ?
R: Elle est typiquement comprise entre 0,3 et 1% de l’énergie produite, selon la plateforme, le profil de vent, la stratégie de positionnement et la fréquence de mouvements. Cette consommation est intégrée dans les bilans de performance.

Q: Faut-il des capteurs de soleil pour piloter un tracker moderne ?
R: Pas forcément. Les grands parcs utilisent surtout un suivi astronomique via éphémérides, avec des capteurs d’irradiance pour contrôler la performance et déclencher des modes spécifiques. Les capteurs lumineux restent utiles sur de petites installations ou en redondance, mais ne remplacent pas le besoin d’un bon calibrage mécanique.

Un tracker solaire bien conçu et bien exploité est un levier efficace pour augmenter l’énergie annuelle et rendre la courbe de production plus utile au réseau. Son intérêt dépend du climat, de la latitude, des contraintes de site et de l’économie du projet. En mobilisant une ingénierie soignée — dimensionnement du GCR, backtracking robuste, supervision rigoureuse — il permet d’extraire plus de valeur du même gisement solaire, en particulier là où l’irradiation directe est dominante.

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