Irradiation solaire · Glossaire

Dans le domaine de l'énergie solaire, l'irradiation (Einstrahlung) désigne le rayonnement solaire qui atteint une surface donnée. Dans le photovoltaïque, elle décrit l'énergie solaire disponible à partir de laquelle un module peut produire de l'électricité. Dans l'usage courant, le terme recouvre deux grandeurs différentes. L'une est la puissance rayonnante instantanée par unité de surface, l'autre l'énergie rayonnante cumulée sur une période, par unité de surface. Lorsqu'on confond les deux, des erreurs de calcul surviennent fréquemment.

La grandeur instantanée s'appelle techniquement éclairement énergétique (Bestrahlungsstärke) et s'exprime en watts par mètre carré (W/m²). Elle indique l'intensité avec laquelle le soleil frappe une surface à un instant donné. La grandeur cumulée dans le temps s'appelle exposition énergétique (Bestrahlung) ou somme d'irradiation (Einstrahlungssumme). Elle s'exprime le plus souvent en kilowattheures par mètre carré, par exemple en kWh/m² par mois ou par an. Un kilowattheure par mètre carré correspond à 3,6 mégajoules par mètre carré. À titre d'illustration : une somme annuelle d'environ 1 086 kWh/m², moyennée sur les 8 760 heures de l'année, ne correspond qu'à environ 124 W/m², car les nuits, l'hiver et la nébulosité entrent en compte. Les valeurs de pointe à midi sont en revanche nettement plus élevées. Pour les calculs de rendement, c'est surtout la grandeur cumulée qui est déterminante.

Rayonnement direct, rayonnement diffus et rayonnement global

Le rayonnement solaire atteint une surface par différents chemins. Le rayonnement direct provient de la direction du disque solaire sans diffusion notable. Il est élevé par ciel dégagé et produit des ombres nettes. Le rayonnement diffus résulte de la diffusion par les molécules d'air, les aérosols et les nuages. Il vient de nombreuses directions du ciel et est également présent par ciel couvert. Le rayonnement global est la somme du rayonnement direct et du rayonnement diffus sur une surface horizontale. La plupart des données des services météorologiques et climatiques se rapportent à cette grandeur.

Pour les installations photovoltaïques, le rayonnement global horizontal seul ne suffit pas, car les modules sont généralement inclinés et orientés dans une direction cardinale donnée. Pour la production d'électricité, c'est l'irradiation dans le plan du module qui compte, appelée en anglais Plane of Array (POA). Elle se compose de trois parts : la part directe, la part diffuse du ciel et le rayonnement réfléchi par le sol ou l'environnement. Des outils de planification comme PVGIS de la Commission européenne convertissent donc les données horizontales vers l'inclinaison et l'orientation choisies. Ils fournissent en résultat l'irradiation dans le plan du module. Un module incliné vers le sud reçoit en Europe centrale, sur l'année, une irradiation différente de celle d'une surface horizontale, d'un toit est-ouest ou d'une façade verticale.

Avec les modules bifaciaux, c'est-à-dire le PV bifacial, la face arrière du module utilise elle aussi la lumière. La réflexion du sol devient alors importante ; elle est décrite par l'albédo. Le gravier clair, la neige ou les membranes de toiture claires renvoient nettement plus de lumière qu'un sol sombre ou de l'herbe.

Ordres de grandeur en Allemagne

Selon les données du Deutscher Wetterdienst (DWD, service météorologique allemand), la somme annuelle moyenne du rayonnement global en Allemagne était d'environ 1 086 kWh/m² sur la période 1991 à 2020. Certaines années s'en écartent nettement. L'année la moins ensoleillée depuis le début des relevés fiables en 1983 fut 1987, avec environ 950 kWh/m², la plus ensoleillée 2022, avec 1 227 kWh/m². Pour 2025, le DWD a annoncé une moyenne surfacique de 1 187 kWh/m², soit la quatrième place depuis 1983 et environ 100 kWh/m² au-dessus de la moyenne de 1991 à 2020. Depuis le début des années 1990, la série montre une tendance à la hausse.

Les différences spatiales sont elles aussi marquées. Le rayonnement global augmente du nord-ouest vers le sud. En 2025, les valeurs les plus basses se situaient dans le nord, notamment dans le Schleswig-Holstein. Des régions comme la région du lac de Constance, le Brisgau ou la Basse-Bavière ont en revanche atteint des valeurs de pointe de plus de 1 300 kWh/m². Ces données valent pour la surface horizontale. Sur une surface de modules favorablement inclinée et non ombragée, il arrive typiquement davantage de rayonnement en Europe centrale.

L'irradiation n'est pas la production d'électricité

L'irradiation est la grandeur solaire d'entrée. L'électricité produite n'apparaît qu'après plusieurs étapes de conversion et de pertes. Les modules ne convertissent qu'une partie du rayonnement incident en courant continu. Le rendement réel dépend du rendement du module, de la température des cellules, de l'angle d'incidence, du spectre lumineux, de l'encrassement, du vieillissement, de l'ombrage, des pertes de câblage, des pertes dans l'onduleur et des limitations d'exploitation. Pour les pertes du système, hors effets de température et de spectre, PVGIS applique par défaut un forfait de 14 pour cent. Cette valeur est indicative et ne s'applique pas à toutes les installations.

Une erreur fréquente consiste à assimiler une forte irradiation à une forte puissance électrique. La puissance nominale d'un module en watt-crête est déterminée dans les conditions d'essai standard (STC). Celles-ci supposent 1 000 W/m² d'irradiation dans le plan du module, une température de cellule de 25 °C et un spectre de référence normalisé. Ces conditions servent à comparer les modules et ne décrivent pas le fonctionnement normal. En pratique, une forte irradiation coïncide souvent avec des températures de module élevées. Les modules en silicium cristallin perdent en rendement lorsque la température augmente ; la puissance augmente alors moins fortement que ne le laissent supposer les valeurs de rayonnement. L'échauffement d'un module dépend du montage : selon PVGIS, des modules sans ventilation arrière peuvent, à 1 000 W/m², être jusqu'à 15 °C plus chauds que des modules sur support librement ventilé. Inversement, les journées fraîches et claires, par exemple au printemps, apportent souvent des puissances instantanées particulièrement élevées. Pour le rendement annuel, ce n'est toutefois pas la valeur de pointe isolée qui compte, mais la somme de l'irradiation utilisable dans le temps.

Pourquoi l'irradiation est pertinente dans le système électrique

Dans le photovoltaïque, l'irradiation détermine l'évolution de la production au fil de la journée et de la météo. Elle agit ainsi directement sur la charge résiduelle, sur les prix de l'électricité, sur la charge du réseau et sur le besoin de flexibilité. Les jours ensoleillés, l'injection simultanée de nombreuses installations solaires peut fortement réduire la demande prélevée sur le réseau. Lorsque production, consommation, stockage et capacité du réseau ne s'accordent pas, cela peut entraîner des prix de bourse bas ou négatifs, des congestions locales du réseau ou des écrêtements.

L'irradiation varie fortement dans l'espace et dans le temps. Des champs nuageux de passage peuvent modifier la production d'une région en quelques minutes. Pour les gestionnaires de réseau, les commercialisateurs directs et les responsables d'équilibre, ce qui compte donc, outre la valeur annuelle, c'est surtout la prévision de rayonnement à court terme. Elle est la base de la prévision d'injection et s'appuie sur des données satellitaires, des modèles météorologiques et des valeurs mesurées. Les erreurs de prévision doivent être absorbées par le négoce intrajournalier, l'énergie d'équilibrage ou la réserve de réglage. Avec la part croissante du PV, l'irradiation passe ainsi d'une grandeur d'évaluation de site à une grandeur météorologique qui compte pour l'ensemble du système.

Site, orientation et ombrage

L'irradiation annuelle dépend du site géographique, mais le site seul n'explique pas le rendement. L'inclinaison du toit, l'orientation et l'ombrage peuvent, au sein d'une même localité, causer des écarts aussi importants, voire plus importants, que le gradient nord-sud en Allemagne. Un toit orienté sud fortement ombragé peut produire moins qu'un toit est-ouest dégagé. PVGIS prend par exemple aussi en compte dans ses calculs le profil du terrain à l'horizon, donc l'ombrage causé par des collines ou des montagnes.

L'ombrage a un effet plus que proportionnel dans le photovoltaïque, car les cellules d'un module sont connectées en série. Si une partie est ombragée, cela peut limiter le courant d'une chaîne de cellules entière. Les diodes de bypass, les optimiseurs de puissance ou les micro-onduleurs atténuent de telles pertes, mais ne les éliminent pas complètement. L'orientation façonne elle aussi le profil de production. Les installations orientées sud ont en Europe centrale de fortes pointes à midi. Les installations est-ouest répartissent davantage la production entre la matinée et l'après-midi. Pour l'autoconsommation, le raccordement au réseau et la commercialisation, ce profil peut être plus important que le rendement annuel maximal par kilowatt-crête.

Raccourcis typiques

La durée d'ensoleillement n'est pas l'irradiation : selon la définition de l'Organisation météorologique mondiale, la durée d'ensoleillement compte le temps pendant lequel le rayonnement solaire direct, perpendiculaire à la direction du soleil, atteint au moins 120 W/m². Elle ne dit rien de l'intensité du rayonnement au-dessus de ce seuil et ne tient pas compte du rayonnement diffus. Les installations photovoltaïques produisent de l'électricité aussi par temps nuageux, mais en moindre quantité. Pour les modèles de rendement, l'énergie rayonnante est donc plus parlante que le nombre d'heures d'ensoleillement.
Une même puissance nominale ne signifie pas le même rendement : deux installations de 10 kilowatts-crête chacune peuvent produire des quantités d'électricité très différentes, selon l'inclinaison, l'orientation, l'ombrage et la technologie. Comme indicateur de comparaison, on utilise le rendement spécifique en kWh par kWc, qui correspond arithmétiquement aux heures à pleine charge.
Une forte irradiation ne signifie pas automatiquement une forte valeur : une somme annuelle élevée améliore les chances de rendement. Elle ne remplace toutefois pas l'examen du raccordement au réseau, de la surface, de l'autorisation, du risque d'écrêtement et du profil de prix. Là où beaucoup d'électricité solaire est produite simultanément, la valeur de marché de l'électricité produite peut baisser si le stockage, la demande flexible et les réseaux ne se développent pas en parallèle.

Place dans la planification et l'exploitation

Pour la planification, on utilise des données d'irradiation issues de mesures au sol, de jeux de données satellitaires, de réanalyses et de programmes de simulation. En Europe, PVGIS s'appuie par exemple sur des données de rayonnement horaires d'origine satellitaire et indique, outre le rendement annuel moyen, la variation d'une année à l'autre. Les moyennes pluriannuelles servent à estimer le rendement annuel. Des profils horaires ou quart-horaires sont nécessaires pour calculer de manière réaliste l'autoconsommation, le fonctionnement du stockage, la puissance de raccordement et les recettes de commercialisation. Comme certaines années peuvent s'écarter nettement de la moyenne, les expertises de rendement travaillent souvent avec des probabilités de dépassement. Une valeur P50 est statistiquement atteinte ou dépassée une année sur deux, une valeur P90 neuf années sur dix. La valeur P90 est en conséquence plus basse.

En exploitation, les mesures d'irradiation dans le plan du module, par exemple avec des pyranomètres ou des cellules de référence, servent au contrôle des performances. En rapportant le rendement mesuré à l'irradiation, on obtient des indicateurs comme le Performance Ratio. Cela permet de distinguer des onduleurs défectueux, des modules encrassés, des défauts de chaîne ou un nouvel ombrage d'une simple mauvaise météo. Sans référence à l'irradiation, un faible rendement journalier peut masquer un défaut technique.

L'irradiation montre quelle offre solaire existe en un lieu et à un moment donnés. Mais elle n'explique pas à elle seule quelle quantité d'électricité est produite, injectée, consommée ou utilisée de manière économique. Pour cela, il faut considérer ensemble la technologie des modules, la configuration de l'installation, la météo, le raccordement au réseau, les règles du marché et le profil de consommation. Utilisé avec précision, le terme sépare l'offre d'énergie naturelle de la conversion technique et de l'utilisation de l'électricité dans le système.

Sources

Deutschland 2025 mit außergewöhnlich hoher Globalstrahlung seit Messbeginn — Deutscher Wetterdienst (DWD); 2026-01-23 (aus URL abgeleitet, nicht direkt geprüft). Meldung, Absätze zu Jahressumme und regionaler Verteilung
Das Strahlungsjahr 2023 (Thema des Tages) — Deutscher Wetterdienst (DWD); 2024-01-11 (aus URL abgeleitet). Thema des Tages, Abschnitte zur Jahressumme, zur räumlichen Verteilung und zum Trend
PVGIS 5 user manual — Europäische Kommission, Joint Research Centre; unbekannt. Abschnitte 2 (Horizont), 3 (Strahlungsdatenbanken), 4.1 und 4.2 (netzgekoppelte PV)
pvlib.iotools.pvgis – Dokumentation (PVGIS-Ausgabegrößen) — pvlib python project; unbekannt. Funktion get_pvgis_hourly, Beschreibung der Ausgabevariablen
Sonnenscheindauer — Dienstleistungszentren Ländlicher Raum Rheinland-Pfalz (Agrarmeteorologie); unbekannt. Definition der tatsächlichen Sonnenscheindauer

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Edited by eCMS on 11.11.2026 19:43