Sommaire
- Pourquoi le verre-verre n’est pas équivalent au bifacial ?
- Différences essentielles entre verre simple, verre-verre et bifacial
- Bifacial ≠ verre-verre : qu’est-ce qui détermine réellement la production arrière ?
- Quand utiliser un module verre-verre ? Quand privilégier un module bifacial ?
- Conclusion : quelle valeur et quels usages pour les modules verre-verre bifaciaux ?
Pourquoi le verre-verre n’est pas équivalent au bifacial ?
Sur le marché du solaire, les termes verre-verre et bifacial sont souvent confondus.
Beaucoup d’utilisateurs pensent que la capacité d’un panneau à produire sur la face arrière dépend simplement du fait que l’arrière soit en verre, supposant ainsi qu’un module verre-verre est forcément bifacial et qu’un module bifacial est forcément verre-verre. Pourtant :
• le verre-verre relève de la structure d’encapsulation
• le bifacial relève du mécanisme de production
Cette confusion provient principalement de la situation du marché : de nombreux panneaux solaires bifaciaux utilisent effectivement une encapsulation verre-verre, ce qui amène certains à penser que bifacial signifie automatiquement verre-verre. Pourtant, ces deux approches répondent à des enjeux différents :
• l’une concerne la durabilité
• l’autre concerne la capacité de production
• un module verre-verre peut être monofacial, avec une face arrière en verre qui ne participe pas à la production
• un module bifacial peut ne pas être verre-verre, par exemple avec un backsheet transparent
• la combinaison verre-verre + bifacial n’est qu’une tendance courante, sans caractère obligatoire
Pour faire un choix correct, il est nécessaire de distinguer clairement la structure d’encapsulation du mécanisme de production.
Les différences essentielles entre verre simple, verre-verre et bifacial
Dans les modules photovoltaïques, les termes verre simple, verre-verre et bifacial ne renvoient pas à la même catégorie de concepts.
• verre simple et verre-verre correspondent à la structure d’encapsulation
• bifacial correspond au mécanisme de production
La capacité à produire sur la face arrière dépend exclusivement de la cellule.
• le choix entre verre simple et verre-verre influence l’encapsulation, mais ne détermine pas la production bifaciale
• la technologie bifaciale, en tant que mécanisme de production, peut être associée aussi bien au verre simple qu’au verre-verre
• la structure garantit la durabilité, tandis que la cellule assure la production
Ainsi, lors du choix d’un module, il faut évaluer quel type d’encapsulation est adapté au toit concerné et si un gain arrière est réellement nécessaire.
Bifacial ≠ verre-verre : qu’est-ce qui détermine réellement la production arrière ?
La capacité d’un panneau à produire sur la face arrière ne dépend ni du verre ni du backsheet, mais exclusivement de la structure de la cellule.
1. Seules les cellules bifaciales peuvent produire sur la face arrière
Qu’il s’agisse d’un module verre simple ou verre-verre, seule l’utilisation de cellules bifaciales permet la production arrière. Aujourd’hui, les technologies les plus courantes utilisant des cellules bifaciales sont les modules TOPCon et HJT. Ces cellules disposent, sur la face arrière, de structures conductrices et passivées capables d’absorber la lumière réfléchie ou diffusée par le sol.
2. Le matériau arrière fournit uniquement le chemin de transmission de la lumière
Sur le marché actuel, le matériau de la face arrière détermine simplement si la lumière peut entrer, mais ne détermine pas la capacité à la convertir en courant.
Matériaux arrière courants :
• backsheet transparent (verre simple) : laisse passer la lumière, compatible avec la production bifaciale
• verre (verre-verre) : laisse passer la lumière, compatible avec la production bifaciale
• backsheet blanc (verre simple) : non transparent, uniquement monofacial
Dès lors que la lumière peut entrer par l’arrière et que la cellule est bifaciale, le module photovoltaïque peut produire sur les deux faces. Le matériau arrière influence également le niveau de pertes optiques ainsi que la durabilité du panneau à long terme.
3. Quels facteurs déterminent la production arrière ?
La quantité d’énergie produite sur la face arrière dépend de plusieurs facteurs : le taux de bifacialité de la cellule, les conditions de réflexion, la configuration d’installation et le matériau arrière.
Taux de bifacialité
Il s’agit de la proportion de puissance produite par la face arrière par rapport à la face avant. C’est l’indicateur principal du potentiel de production arrière. Les technologies actuellement répandues affichent les niveaux suivants :
• HJT : 95 %
• TOPCon : 85 %
• PERC : 70 %
Conditions de réflexion
La lumière utilisée par la face arrière provient principalement de la réflexion du sol ou de la toiture. Selon le type de surface réflectrice, le gain peut varier :
• toiture blanche / membrane très réfléchissante : élevé
• toiture métallique claire : moyen à élevé
• béton ou surface gris clair : moyen
• herbe / sol naturel : faible
Ainsi, les modules photovoltaïques bifaciaux sont particulièrement adaptés aux toitures commerciales et industrielles ou aux centrales au sol disposant d’une bonne réflectivité.
Hauteur d’installation et configuration des rangées
Moins il y a d’obstacles derrière le panneau, et meilleur est l’angle d’entrée de la lumière réfléchie, plus la production arrière est élevée. Les facteurs principaux incluent :
• hauteur du bas du panneau par rapport au sol
• espacement entre les rangées
• présence ou non d’obstructions arrière
• type de structure de montage
Pertes optiques liées à l’encapsulation
Bien que le backsheet transparent (verre simple) et le verre (verre-verre) soient tous deux capables de laisser passer la lumière, de légères différences optiques existent :
• le verre présente une transmissivité plus élevée et une dégradation plus faible à long terme
• le backsheet transparent offre une transmissivité initiale légèrement inférieure et une dégradation plus marquée dans le temps
Ces différences restent toutefois marginales, généralement de l’ordre de 2 à 4 %.
4. Pourquoi bifacial ≠ verre-verre
En résumé, tant que la cellule est bifaciale et que le matériau arrière est transparent, un module verre simple ou verre-verre peut produire sur les deux faces. À l’inverse, même un module verre-verre ne peut pas utiliser la lumière arrière si les cellules sont monofaciales.
Le caractère bifacial relève du mécanisme de la cellule, tandis que le verre-verre relève de la structure d’encapsulation ; il n’existe donc aucun lien obligatoire entre les deux.
Quand utiliser un module verre-verre ? Quand privilégier un module bifacial ?
1. Pourquoi les modules verre-verre offrent-ils un meilleur comportement à long terme ?
Sur la durée, la structure d’encapsulation joue souvent un rôle plus déterminant que la puissance initiale.
La valeur principale du verre-verre réside dans sa fiabilité à long terme. Dans les tests d’endurance exigés par les normes IEC 61215 / 61730 – humidité et chaleur (DH1000/2000h), UV, cycles thermiques (TC200/TC600) – l’encapsulation verre-verre maintient généralement une stabilité structurelle et une courbe de dégradation plus régulière. Elle est donc mieux adaptée aux environnements humides, salins ou soumis à de fortes variations de température.
• meilleure barrière à l’humidité : la perméabilité à la vapeur d’eau (WVTR) du verre est proche de 0 g/m²·day, alors que celle d’un backsheet se situe entre 0,5 et 3 g/m²·day. Le verre-verre limite plus efficacement la corrosion des busbars, l’extension des microfissures et le risque de PID
• stabilité mécanique renforcée : le verre sur les deux faces offre un module de flexion plus élevé, mieux adapté aux grandes cellules M10/G12, avec une déformation plus contrôlée lors des cycles thermiques et des charges
• vieillissement plus prévisible : les données de terrain montrent que les backsheets présentent un risque de jaunissement ou de délamination après plus de dix ans d’exposition aux UV et à l’humidité, avec un taux fréquemment observé entre 3 et 6 %. Le verre demeure plus stable sur le plan optique et structurel
Un module verre-verre n’augmente pas la production initiale, mais réduit les incertitudes sur l’ensemble du cycle de vie. Pour les toitures professionnelles, les zones humides ou les projets de longue durée, cet avantage se renforce au fil des 20 à 30 ans de fonctionnement.
2. Dans quelles conditions la production bifaciale est-elle réellement efficace ?
L’efficacité de la production bifaciale dépend de l’environnement réflectif, du chemin d’entrée de la lumière arrière et du taux de bifacialité de la cellule. Ce n’est que lorsque ces éléments sont réunifs que le gain arrière devient réellement significatif.
• bonnes conditions de réflexion : les surfaces très réfléchissantes comme les toitures blanches ou métalliques claires améliorent fortement la captation arrière ; les surfaces sombres ou végétales apportent un gain limité
• chemin lumineux dégagé : lorsque l’arrière est sans obstruction et que la hauteur par rapport au sol est suffisante (généralement ≥ 0,8 m), la lumière réfléchie atteint plus facilement la cellule ; un espacement trop réduit ou une installation proche d’un mur diminue l’effet bifacial
• taux de bifacialité élevé : le potentiel arrière provient avant tout de la cellule, l’encapsulation n’influence pas ce paramètre
Selon le modèle bifacial de PVGIS, une augmentation de la réflectance de 20 % à 50 % peut améliorer la production arrière de 3 à 6 %, résultat cohérent avec les mesures observées sur de nombreux sites photovoltaïques.
3. Pourquoi la combinaison verre-verre bifaciale est-elle courante dans les projets commerciaux et industriels ?
Que ce soit en toiture résidentielle ou sur les toitures d’entreprises, les utilisateurs recherchent des modules capables d’assurer à la fois un bon rendement et une fiabilité durable. La combinaison verre-verre + bifacial s’impose souvent car elle répond à ces deux exigences.
• encapsulation plus robuste : les toitures professionnelles présentent de grandes surfaces, des durées de fonctionnement prolongées et des conditions environnementales variables. Le verre-verre assure une dégradation plus maîtrisée dans les environnements humides, corrosifs ou soumis à un vieillissement soutenu
• gain arrière plus facile à exploiter : la réflectivité des toitures commerciales ou industrielles se situe généralement entre 20 et 50 %, avec une hauteur plus élevée et moins d’obstacles arrière, ce qui facilite un gain annuel de 5 à 10 % pour les panneaux solaires bifaciaux
• production plus stable sur la durée : les tests DH2000h et TC600 de PVEL montrent que les modules verre-verre conservent mieux l’intégrité de leur encapsulation en conditions d’humidité et de cycles thermiques, ce qui rend la dégradation réelle plus proche des valeurs nominales. Pour les projets dépendant de flux financiers à long terme, cette prévisibilité constitue un avantage majeur
La stabilité et le gain offerts par les modules verre-verre bifaciaux contribuent à réduire le délai de retour sur investissement des installations résidentielles et professionnelles, ce qui explique leur popularité croissante sur le marché.
Conclusion : quelle est la valeur des modules verre-verre bifaciaux et dans quels scénarios s’appliquent-ils ?
Les modules photovoltaïques verre-verre et les modules bifaciaux sont souvent analysés ensemble, car dans les projets réels, cette combinaison répond généralement à deux besoins essentiels :
• une stabilité de fonctionnement d’au moins 25 ans
• une production équivalente plus élevée sur la surface de toiture disponible
La valeur du verre-verre réside dans sa fiabilité à long terme : excellente barrière à l’humidité, vieillissement lent et dégradation plus contrôlable dans les environnements humides, salins ou soumis à de fortes variations thermiques. Les modules TOPCon et HJT, souvent assortis d’une garantie de 30 ans, offrent ainsi des performances plus stables et des flux financiers plus prévisibles pour les projets longue durée.
L’intérêt du bifacial dépend principalement des conditions environnementales. Sur les toitures métalliques claires, les toitures blanches ou les surfaces équipées de membranes réfléchissantes, le gain arrière peut atteindre 5 à 10 %. Tant que l’arrière est dégagé et que l’installation n’est pas trop basse, ce gain se cumule sur 20 à 30 ans et influence directement le retour sur investissement.
Cependant, toutes les toitures ne sont pas adaptées aux modules verre-verre bifaciaux :
• lorsque la réflectivité est faible, que l’arrière est très proche du sol ou que la charge admissible est limitée, l’avantage du bifacial diminue, et le bénéfice principal du verre-verre devient alors la résistance aux intempéries
• lorsqu’une toiture combine une longue durée de fonctionnement, une réflectivité moyenne et un arrière dégagé, les modules verre-verre bifaciaux peuvent exprimer pleinement leur stabilité et leur gain
• lorsque les conditions de réflexion sont modérées mais que l’on recherche de meilleures performances en faible luminosité, un faible coefficient thermique et une esthétique homogène, les modules IBC en verre simple restent un choix sûr pour de nombreuses entreprises et utilisateurs résidentiels, notamment grâce à leur faible niveau d’éblouissement, appréciable sur les toits sensibles à la pollution lumineuse
En tant que fournisseur actif depuis de nombreuses années sur le marché des toitures en Europe, Maysun Solar possède une expérience solide dans l’intégration de modules verre-verre bifaciaux. Nos produits de 420 W à 725 W, basés sur une encapsulation verre-verre et une conception bifaciale, présentent une dégradation plus maîtrisable dans des conditions de chaleur, d’humidité ou de charge prolongée, tout en offrant un gain arrière stable lorsque la toiture dispose d’un bon niveau de réflexion.
Références
IEA PVPS. (2021). Bifacial Photovoltaic Modules and Systems – Field Performance and Analysis.
https://iea-pvps.org/wp-content/uploads/2021/04/IEA-PVPS-T13-14_2021-Bifacial-Photovoltaic-Modules-and-Systems-report.pdf
Joint Research Centre (European Commission). (2020). State-of-the-art assessment of solar energy technologies. https://publications.jrc.ec.europa.eu/repository/bitstream/JRC130086/JRC130086_01.pdf
Fraunhofer ISE. (2025). Photovoltaics Report. https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/Photovoltaics-Report.pdf
National Renewable Energy Laboratory (NREL). (2019). Backsheet Reliability and Degradation After Long-Term Field Exposure. https://www.nrel.gov/docs/fy19osti/73303.pdf
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