La puissance nominale d'un champ solaire est sa puissance de référence, mesurée en conditions d'essai. L'ensoleillement et les conditions d'exploitation varient d'un site à l'autre, et la production annuelle varie donc avec eux. Selon l'Agence internationale de l'énergie, l'Afrique abrite 60 % des meilleures ressources solaires du monde. Reste qu'une équipe projet a besoin d'une estimation pour ses coordonnées précises.
Le Project Builder de SolarBrief Africa calcule cette estimation avec le Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS). Cet article explique comment l'irradiance et les Peak Sun Hours conduisent au productible annuel. Un exemple chiffré suit toute la chaîne de calcul, des coordonnées sur la carte au kWh/kWc par an, suivi d'un glossaire des principaux indicateurs.
Du rayonnement aux chiffres
Supposons que 900 watts de puissance solaire atteignent un mètre carré de surface à midi. L'irradiance est alors de 900 W/m².
Irradiance = Puissance solaire ÷ Surface
900 W ÷ 1 m² = 900 W/m²
À mesure que le soleil parcourt le ciel, la mesure monte vers midi puis retombe dans l'après-midi. L'irradiation additionne cette puissance variable sur une période donnée et en restitue l'énergie reçue.
Supposons que les mesures d'irradiance relevées sur dix heures donnent une moyenne de 500 W/m², soit 0,5 kW/m² :
Irradiation = Irradiance moyenne × Durée
0,5 kW/m² × 10 heures = 5 kWh/m²
Chaque mètre carré reçoit 5 kWh d'énergie solaire sur cette période. L'irradiance mesure une puissance à un instant donné. L'irradiation mesure l'énergie accumulée dans le temps.
Sur une surface horizontale, la lumière arrive sous forme de rayonnement direct et de lumière diffuse venue du ciel. L'irradiance globale horizontale (GHI) additionne les deux composantes.
GHI = DNI × cos(θz) + DHI
Dans cette équation, θz est l'angle entre les rayons du soleil et la verticale du site. Un angle faible signifie que le soleil est haut dans le ciel.
L'irradiance directe normale (DNI) mesure le rayonnement direct sur une surface tenue perpendiculaire aux rayons. L'irradiance diffuse horizontale (DHI) mesure la lumière diffusée par le ciel sur une surface horizontale.
Avec un DNI de 800 W/m², un DHI de 120 W/m² et un angle zénithal de 30° :
GHI = 800 × cos(30°) + 120 = 813 W/m²
Ces valeurs sont des irradiances instantanées. Les totaux journaliers et annuels s'expriment en unités d'irradiation, comme le kWh/m². Ces définitions viennent du Global Solar Atlas et de la documentation PVGIS.
Le GHI décrit la ressource sur une surface plane. Un champ photovoltaïque fixe maintient ses modules à une inclinaison choisie : PVGIS calcule donc l'irradiation dans le plan des modules pour cet angle.
Le kilowatt-crête (kWc) exprime la puissance continue nominale du champ en conditions d'essai normalisées (STC) : une irradiance de 1 000 W/m² et une température de cellule de 25 °C.
20 modules × 500 Wc = 10 000 Wc = 10 kWc
Le manuel PVGIS définit le kWc comme la puissance de référence du champ. La production annuelle dépend en outre de la ressource solaire et des pertes du système.
Peak Sun Hours : une lecture plus simple de la ressource
Une journée ensoleillée comprend une irradiance faible le matin, une période forte autour de midi et une décroissance vers le coucher du soleil. Les Peak Sun Hours (PSH) expriment ce profil irrégulier sous forme d'un nombre d'heures équivalentes à 1 000 W/m² constants.
Peak Sun Hours = Irradiation journalière (kWh/m²/j) ÷ 1 kW/m²
Un site qui reçoit 5,5 kWh/m² en une journée affiche :
5,5 kWh/m²/j ÷ 1 kW/m² = 5,5 PSH/j
Il a 5,5 PSH, même si le jour dure douze heures. Les heures de jour mesurent le temps écoulé entre le lever et le coucher du soleil. Les PSH mesurent l'énergie solaire reçue pendant ce temps.
Les peak sun hours varient aussi d'un mois à l'autre en Afrique. Saison des pluies et saison sèche peuvent provoquer de fortes variations de production attendue. PVGIS publie les totaux d'irradiation mensuels, et NASA POWER fournit des séries journalières et horaires pour les mêmes coordonnées.
Pour une estimation de productible, retenez l'irradiation dans le plan des modules : c'est elle qui reflète l'énergie qui atteint réellement les panneaux inclinés.
De l'irradiation au productible annuel
Le productible spécifique est l'énergie alternative produite dans l'année pour chaque kWc de puissance continue installée. Son unité est le kWh/kWc/an.
Productible spécifique = Énergie AC annuelle ÷ Puissance DC installée
Diviser la production annuelle par la puissance installée met des projets de tailles différentes sur une base commune. Prenons un champ de 50 kWc produisant 80 000 kWh par an et un champ de 100 kWc produisant 150 000 kWh :
80 000 kWh ÷ 50 kWc = 1 600 kWh/kWc/an
150 000 kWh ÷ 100 kWc = 1 500 kWh/kWc/an
Le champ de 100 kWc produit davantage d'électricité au total. Mais chaque kWc installé sur le champ de 50 kWc produit 100 kWh de plus dans l'année. Le productible spécifique qualifie le site et la conception du système, pas la taille du chèque.
Une estimation simplifiée part de la moyenne journalière de PSH dans le plan des modules. Les PSH dans le plan des modules intègrent l'effet de l'inclinaison sur l'énergie solaire qui atteint les panneaux.
Productible spécifique annuel ≈ PSH journaliers moyens dans le plan × 365 × Performance Ratio
Le performance ratio (PR) rend compte des pertes entre la production théorique et l'énergie alternative livrée. Un PR de 0,80 signifie que le système délivre 80 % de sa production idéale. Température de cellule, salissure, câblage, conversion par l'onduleur et indisponibilité réduisent tous le chiffre final.
Supposons des PSH journaliers moyens de 5,5 dans le plan des modules et un PR de 0,80 :
5,5 × 365 × 0,80 = 1 606 kWh/kWc/an
Pour un système de 100 kWc, multipliez le productible spécifique par la puissance installée :
1 606 kWh/kWc/an × 100 kWc = 160 600 kWh/an
La production alternative annuelle estimée est de 160 600 kWh. PVGIS applique pour sa part un modèle horaire détaillé, fondé sur l'irradiation dans le plan et la température des modules, ainsi que sur les pertes système retenues, plutôt qu'un performance ratio unique.
Pourquoi les sites africains ne produisent pas la même chose
La puissance installée dit la taille d'un système photovoltaïque. C'est la localisation qui détermine l'énergie solaire atteignant ses modules, et qui situe le productible spécifique africain dans une fourchette de tri d'environ 1 400 à 2 000 kWh/kWc/an.
Une comparaison PVGIS sur trois villes donne la mesure de cette fourchette :
| Site | Inclinaison | Productible annuel | Mois de pointe |
|---|---|---|---|
| Dakar | 15° | 1 832 kWh/kWc | Mars |
| Nairobi | 10° | 1 490 kWh/kWc | Mars |
| Windhoek | 23° | 1 888 kWh/kWc | Août |
Chaque simulation porte sur 1 kWc de silicium cristallin, en pose au sol libre, avec 14 % de pertes système. Ces valeurs servent à trier des sites, pas à garantir une production.
La couverture nuageuse affaiblit le rayonnement direct pendant les saisons humides, sur les littoraux et à l'équateur. Dans les zones intérieures chaudes, la température élevée des cellules réduit le rendement des modules même sous forte irradiation. Les projets sahéliens subissent en plus l'exposition à la poussière : leurs études de pertes doivent refléter les sols locaux et le plan de nettoyage retenu. À l'altitude des hauts plateaux de Nairobi, l'air frais favorise la performance des modules. Les nuages et les pluies saisonnières y réduisent malgré tout la production annuelle.
Une colline à l'est d'un champ peut retarder son exposition du matin, un bâtiment à l'ouest peut amputer sa production de fin d'après-midi. PVGIS intègre les données d'horizon du terrain, et l'inclinaison retenue détermine l'irradiation qui atteint le plan des modules.
Seuls 56 kWh/kWc/an séparent les totaux de Dakar et de Windhoek. Leurs pointes de production sont pourtant distantes de cinq mois : mars à Dakar, août à Windhoek. Les EPC et les acheteurs d'énergie qui évaluent une demande saisonnière ou un stockage doivent regarder la production mois par mois. Le Global Solar Atlas cartographie le GHI et le PVOUT sur toute l'Afrique pour des comparaisons plus larges.
Exemple chiffré : d'un point sur la carte à la production annuelle
Les formules ci-dessus décrivent la chaîne de calcul. Cette section la suit de bout en bout, à partir des coordonnées de Dakar du tableau de comparaison.
Le site envisagé se situe à 14,7167° N, 17,4677° O. Le Project Builder de SolarBrief lit ces coordonnées lorsque vous placez le point du projet sur la carte.
Pour cet exemple, choisissez des modules en silicium cristallin, une pose au sol libre et une inclinaison de 15°, puis cliquez sur « Calculer le productible (PVGIS) ».
Lisez le réglage des pertes avant de lire le résultat. Le Project Builder s'ouvre sur ses propres pertes système par défaut, 3,5 %, et c'est pourquoi l'écran ci-dessus renvoie 2 025 kWh/kWc/an pour ce site. Le tableau de comparaison plus haut dans cet article applique la valeur par défaut de PVGIS, 14 %, qui renvoie 1 832 kWh/kWc/an aux mêmes coordonnées. Rien d'autre ne change entre les deux chiffres. L'hypothèse de pertes est le paramètre qui déplace le plus une estimation de productible, et c'est le premier point à caler avec un EPC.
La suite de cet exemple conserve le réglage à 14 %, pour que son résultat reste comparable au tableau.
PVGIS rapproche les coordonnées de ses jeux de données solaires et météorologiques. Il tient compte de l'horizon du terrain, puis calcule l'irradiation qui atteint les modules à l'inclinaison retenue. Pour ces paramètres, le calcul PVGIS renvoie une irradiation moyenne dans le plan des modules de 6,45 kWh/m²/j :
6,45 kWh/m²/j ÷ 1 kW/m² = 6,45 PSH/j
PVGIS modélise ensuite le comportement des modules sur l'année. Le calcul intègre les effets de température et d'irradiance, les pertes d'angle d'incidence et le réglage de 14 % de pertes système. Ensemble, ces facteurs produisent une perte modélisée totale de 22,14 %, soit un performance ratio annuel d'environ 0,779.
La formule simplifiée retrouve alors le résultat PVGIS :
6,45 PSH/j × 365 × 0,779 ≈ 1 832 kWh/kWc/an
Un champ de 250 kWc à cet emplacement produirait, selon cette estimation :
1 832 kWh/kWc/an × 250 kWc = 458 000 kWh/an
Cette estimation reflète l'emplacement et les paramètres système retenus. Un autre point sur la carte, une autre inclinaison ou un autre réglage de pertes donnera un autre résultat.
D'où viennent les données de ressource
Une valeur de ressource solaire sur une carte résulte d'années d'observations satellitaires, de relevés météorologiques et de modélisation mathématique. La source derrière le chiffre change la façon dont une équipe projet doit le lire.
| Plateforme | Données fournies | Rôle principal |
|---|---|---|
| PVGIS | Données satellitaires et de réanalyse de long terme, combinées à des modèles de performance photovoltaïque | Estime l'irradiation et la production photovoltaïque |
| Global Solar Atlas | Cartes haute résolution de ressource solaire et de potentiel photovoltaïque, développées à partir des données Solargis | Compare des sites via le GHI, le DNI et le PVOUT |
| NASA POWER | Observations solaires par satellite et données météorologiques issues de modèles d'assimilation | Fournit des séries horaires, journalières et annuelles |
PVGIS et le Global Solar Atlas peuvent donner des valeurs différentes pour une même coordonnée, parce qu'ils puisent dans des jeux de données distincts, couvrent des périodes de référence différentes et traitent la ressource à des résolutions de maille différentes.
Une moyenne annuelle mélange donc plusieurs années météorologiques. La période retenue peut compter davantage de saisons nuageuses ou davantage de saisons ensoleillées, ce qui déplace le résultat renvoyé par chaque plateforme. La production d'une année donnée peut tomber sous l'estimation de long terme comme la dépasser. Le manuel PVGIS publie cette variabilité interannuelle sous forme d'écart-type sur la base de données solaire retenue.
Glossaire : les termes et leurs calculs
Récapitulatif de chaque terme employé ci-dessus, dans l'ordre d'apparition, avec la formule qui lui correspond.
| Terme | Ce que c'est | Comment il se calcule |
|---|---|---|
| Irradiance (W/m²) | Puissance solaire instantanée atteignant un mètre carré de surface. | Irradiance = Puissance solaire ÷ Surface |
| Irradiation (kWh/m²) | Énergie solaire accumulée sur une période donnée (une journée, une année). | Irradiation = Irradiance moyenne × Durée |
| Irradiance globale horizontale, GHI (W/m²) | Irradiance instantanée totale sur une surface horizontale : rayonnement direct plus lumière diffuse du ciel. | GHI = DNI × cos(θz) + DHI |
| Irradiance directe normale, DNI (W/m²) | Le rayonnement direct mesuré sur une surface tenue perpendiculaire aux rayons du soleil. | Mesurée ou modélisée directement, non déduite |
| Irradiance diffuse horizontale, DHI (W/m²) | La lumière diffusée par le ciel, mesurée sur une surface horizontale. | Mesurée ou modélisée directement, non déduite |
| Irradiation dans le plan des modules | Irradiation reçue sur le plan incliné des modules, une fois l'inclinaison et l'orientation appliquées. | Modélisée par PVGIS à partir du GHI, du DNI, du DHI et de l'inclinaison et de l'orientation retenues |
| Kilowatt-crête, kWc | Puissance continue nominale d'un champ en conditions d'essai normalisées (1 000 W/m², 25 °C de température de cellule). | kWc = (Nombre de modules × Wc par module) ÷ 1 000 |
| Peak Sun Hours, PSH (h/j) | Le profil d'irradiance journalier irrégulier, exprimé en nombre d'heures équivalentes à la référence de 1 000 W/m². | PSH = Irradiation journalière (kWh/m²/j) ÷ 1 kW/m² |
| Performance ratio, PR | La part de la production continue théorique qui arrive au réseau en énergie alternative, après pertes de température, de salissure et d'onduleur. | PR = 1 − Pertes système (par exemple 14 % de pertes donnent un PR de 0,86) |
| Productible spécifique (kWh/kWc/an) | Énergie alternative annuelle produite par kWc de puissance continue installée, le chiffre qui permet de comparer des projets de toutes tailles. | Productible spécifique = Énergie AC annuelle ÷ Puissance DC installée, ≈ PSH journaliers moyens dans le plan × 365 × PR |
Ce que ça change
Deux chiffres décident d'une estimation de productible : la ressource solaire dans le plan des modules, et l'hypothèse de pertes. Le premier se lit dans PVGIS pour les coordonnées exactes. Le second est un choix, et le faire passer de 3,5 % à 14 % emmène le même site de Dakar de 2 025 à 1 832 kWh/kWc/an. Il faut le caler avant de comparer deux offres.
Sources : International Energy Agency, Africa Energy Outlook 2022, EU Joint Research Centre, PVGIS 5 User Manual, EU Joint Research Centre, PVGIS Data Sources and Calculation Methods, Global Solar Atlas, Solar-resource definitions, Global Solar Atlas, Methodology, Global Solar Atlas, Map, NASA POWER, Data Access Viewer, NASA POWER, Methodology