Chaque estimation du rendement solaire commence par un numéro de ressource : quelle quantité de lumière solaire atteint le site, sous quelle forme et depuis quelle direction. Trois composants d'irradiance – l'irradiance horizontale globale (GHI), l'irradiance normale directe (DNI) et l'irradiance horizontale diffuse (DHI) – décrivent différents aspects de cette ressource. Choisir celui qui convient à votre type de système n'est pas facultatif : l'utilisation de DNI lorsque GHI est approprié, ou vice versa, peut produire des erreurs de rendement de 10 à 30 % avant l'installation d'un seul module.
Les trois composantes de l'irradiation solaire
Irradiance horizontale globale (GHI) est le rayonnement solaire total reçu sur une surface horizontale. C'est la somme du rayonnement direct projeté sur un plan horizontal et de tout le rayonnement diffus du ciel. Le GHI est mesuré par un pyranomètre monté à plat. Il s’agit de l’ensemble de données d’irradiation le plus largement disponible et du point de départ standard pour la modélisation du rendement photovoltaïque à inclinaison fixe.
Irradiance normale directe (DNI) est le rayonnement solaire reçu sur une surface qui est toujours perpendiculaire au soleil, c'est-à-dire qu'il suit le soleil tout au long de la journée. Le DNI mesure uniquement la composante directe du faisceau, sans contribution diffuse. Elle est mesurée par un pyrhéliomètre monté sur un tracker solaire. Le DNI est la métrique de ressource pertinente pour les systèmes de concentration (CSP, CPV) et est le composant maximisé par les trackers solaires à un et deux axes.
Irradiation horizontale diffuse (DHI) est le rayonnement solaire reçu du dôme céleste, à l'exclusion du faisceau direct – diffusé par les nuages, les aérosols et les molécules d'air. Elle est mesurée par un pyranomètre doté d'un disque d'ombrage bloquant le faisceau direct. Dans les climats nuageux, le DHI peut représenter 40 à 60 % du GHI. Dans des conditions désertiques claires, il peut chuter entre 10 et 15 %.
La relation entre les trois est la suivante : GHI = DNI × cos(θ) + DHI, où θ est l'angle zénithal solaire (angle entre le soleil et la verticale). Cette identité de décomposition est fondamentale pour tous les calculs de transposition.
Quel composant utiliser pour différents types de systèmes
| Type de système | Métrique de ressource principale | Pourquoi |
|---|---|---|
| PV à inclinaison fixe (montage sur toit ou au sol) | GHI | Les panneaux reçoivent à la fois un rayonnement rayonnant et diffus ; GHI est le point de départ de la transposition en surface inclinée (POA) |
| Tracker à axe unique (SAT) | GHI (ou modèle GTI) | Les outils de rendement transposent le GHI en irradiance dans un plan rotatif ; les emplacements à DNI élevé bénéficient le plus du suivi |
| Tracker à deux axes | DNI + DHI | Le double axe suit parfaitement le soleil ; rendement = composant DNI + DHI sur surface normale |
| Énergie solaire à concentration (CSP) | DNI uniquement | Les miroirs concentrent uniquement le faisceau direct ; le rayonnement diffus ne peut pas être focalisé |
| Inclinaison fixe biface | GHI + albédo | Le recto utilise le GHI transposé ; l'arrière capture le rayonnement diffus + réfléchi par le sol |
| PV intégré au bâtiment (BIPV) | GTI (plan de réseau) | Les surfaces verticales ou inclinées nécessitent une transposition complète, y compris la diffusion circumsolaire |
Sources de données sur l'irradiation : que faut-il utiliser pour le développement de projets
Plusieurs bases de données faisant autorité fournissent des données d’irradiation mensuelles et horaires à long terme :
- PUISSANCE DE LA NASA : couverture mondiale gratuite, données horaires remontant à 1984. Résolution ~50 km. Idéal pour le dépistage à un stade précoce.
- PVGIS (Centre commun de recherche de l'UE) : couverture gratuite et excellente de l’Europe, de l’Afrique et de l’Asie. Résolution ~5 km. Norme pour les projets européens.
- SolarAnywhere / Solargis : produits commerciaux avec une résolution allant jusqu'à 250 m, analyse d'incertitude P50/P90 et données de tendances à long terme. Obligatoire pour les rapports de rendement bancables sur les projets >500 kWc.
- Météonorme : Générateur TMY (année météorologique typique) standard de l'industrie utilisé directement dans PVsyst. Combine les données des satellites et des stations au sol.
- Pyranomètres de station au sol : les plus précis mais nécessitent 1 à 3 ans de mesures sur site. Mandaté par certains prêteurs pour des projets >10 MWc ou dans des régions où les données sont rares (certaines parties de l'Asie centrale, de l'Afrique subsaharienne).
Cartes GHI et repères régionaux
| Région | GHI annuel (kWh/m²/an) | DNI (kWh/m²/an) | Avantage du tracker |
|---|---|---|---|
| Europe du Nord (Allemagne, Pologne) | 950-1 200 | 700-950 | Faible (10 à 15 %) |
| Europe du Sud (Espagne, Italie) | 1 500 à 1 900 | 1 400 à 1 800 | Modéré (18-22 %) |
| Moyen-Orient (EAU, Arabie Saoudite) | 1 900 à 2 400 | 2 000 à 2 600 | Élevé (22 à 28 %) |
| Asie centrale (KZ, UZ) | 1 400 à 1 700 | 1 300 à 1 600 | Modéré (18 à 24 %) |
| Asie du Sud-Est (Thaïlande, Vietnam) | 1 400 à 1 700 | 1 000 à 1 400 | Faible (12–18 %) – diffusion élevée |
| Australie (intérieure) | 1 800 à 2 200 | 1 900 à 2 400 | Élevé (22 à 27 %) |
Du GHI à l’irradiation plan-of-array (POA)
Le flux de travail de modélisation du rendement traduit le GHI en irradiance tombant réellement sur vos panneaux inclinés – appelé Irradiation POA (Plane of Array). Cela nécessite trois étapes :
- Décomposition : divisez GHI en faisceau direct (Bh) et DHI à l'aide d'un modèle de décomposition (Erbs, Reindl ou Perez). Ceci est nécessaire lorsque seul le GHI est disponible et que le DNI/DHI ne sont pas mesurés séparément.
- Transposition : convertissez les composants de faisceau et de diffusion de l'angle de surface horizontal à l'angle de surface incliné à l'aide d'un modèle de transposition (Hay-Davies, Perez ou Reindl). Le modèle Perez est le plus précis pour la transposition diffuse sur des surfaces inclinées.
- Correction des ombres et des salissures : appliquer des profils d'horizon proches de l'ombre et des pertes de salissures — voir notre article sur facteurs de perte de salissure — pour arriver à l'irradiation incidente nette.
Le résultat est l’irradiance POA horaire, qui est ensuite combinée avec coefficients de température des modules et les courbes d'efficacité de l'onduleur pour produire une estimation du rendement énergétique annuel P50.
P50 vs P90 : comprendre la probabilité de rendement
Une estimation du rendement P50 est le niveau de production qui devrait être dépassé dans 50 % des années – la médiane. Une estimation P90 (dépassée dans 90 % des années) tient compte de la variabilité interannuelle de l’irradiation et est utilisée comme cas prudent dans le financement par emprunt. La différence entre P50 et P90 est généralement de 5 à 10 % pour les sites bien caractérisés avec de longs enregistrements de données, s'élargissant jusqu'à 10 à 20 % dans les régions où les données sont rares et où l'incertitude du modèle satellite est plus élevée.
Pour nos marchés cibles en Asie centrale et au Moyen-Orient (régions avec un DNI élevé, une fraction diffuse relativement faible et un déploiement solaire en expansion rapide), des données GHI précises sur les sites de projets sont de plus en plus disponibles auprès de Solargis et PVGIS. Contactez-nous pour discuter de l'approvisionnement en données d'irradiation pour votre pays spécifique et de la manière dont nous en tenons compte dans le dimensionnement des équipements pour onduleur professionnel et modules sélection.