Evaluation du gisement solaire local
Les cellules photovoltaïques exploitent une ressource : l'énergie solaire. Il s'agit d'une ressource renouvelable et très abondante, à l'inverse des énergies fossiles et fissiles. Elle est largement suffisante pour subvenir à l'ensemble des besoins énergétique de l'Humanité (voir figure ci-dessous), à condition d'être en mesure de pouvoir l'exploiter avec des rendements et des coûts supportables.
Potentiel de l'énergie solaire par rapport aux autres énergies
Avant de s'intéresser aux rendement de conversion (rayonnement solaire → électricité) des cellules photovoltaïques, il convient de savoir évaluer le gisement solaire local.
Le 1er paramètre est la latitude, c'est-à -dire la distance par rapport à l'équateur. L'irradiation solaire diminue au fur et à mesure qu'on se rapproche des pôles (ou qu'on s'éloigne de l'équateur).
La nébulosité du site est également une variable. On remarquera en ce sens que les zones arides à très faibles nébulosité sont les plus soumises aux fortes irradiations solaires (désert d'Atacama au Chili, désert du Sahara en Afrique).
Carte mondiale de l'irradiation solaire globale (annuelle et journalière moyenne)
La France est située entre les latitudes +41° et +51°. L'irradiation solaire varie entre 1 000 kWh/m²/an (au nord) et 1 700 kWh/m²/an (sur le pourtour méditerranéen). A ce titre, il apparaît une inégalité entre ces 2 extrémités du territoire : pour un même investissement, la production photovoltaïque est quasiment 2 fois supérieure dans le sud que dans le nord.
On notera également une dépendance de l'irradiation solaire vis-à -vis de l'altitude. Par exemple, les Alpes et les Pyrénées présentent des points rouges à forte irradiation solaire. Cela s'explique par le fait qu'en altitude, le rayonnement solaire traverse une épaisseur d'atmosphère moins importante qu'en plaine. L'effet de filtre de l'atmosphère est donc moins impactant.
Le soleil émet continuellement une énergie radiative considérable dans toutes les directions du système solaire. Une moyenne de 1 367 W/m² de cette énergie atteint le bord externe de l'atmosphère terrestre. Celle-ci absorbe et reflète une partie de ce rayonnement solaire de telle sorte que le l'énergie reçue au niveau de la surface de la mer (altitude 0 m), par ciel clair et quand le soleil est au zénith, vaut 1 000 W/m². Cette situation a été définie par la communauté scientifique comme une situation de référence décrite par l'indicateur Air-Masse, notée AM 1. Le coefficient Air-Masse évalue la masse atmosphérique traversé par la rayonnement solaire.
Lorsqu'on s'écarte de cette configuration de référence (en prenant de l'altitude, lorsque le soleil n'est plus au zénith ou bien lorsque l'atmosphère est polluée), le coefficient Air-Masse évolue plus ou moins. On parle alors de coefficient AM "X". Le nombre "X" indique que le parcours du rayonnement solaire est X fois supérieur au parcours de référence (AM1), et sera donc plus ou moins filtré.
Le nombre d'air masse AM
On remarque également que les zones de fortes urbanisations présentent un déficit d’irradiation solaire lié à la présence de pollution atmosphérique qui sont d’autant d’éléments absorbants du rayonnement. On note par ailleurs que Marseille (deuxième ville de France) ne présente pas cet inconvénient car elle bénéficie du mistral qui chasse cette pollution urbaine.
Irradiation annuelle en France
Dans le domaine du photovoltaïque autonome, l'échelle de temps pour l'évaluation du gisement solaire est la journée. On exprimera communément le gisement solaire en kWh/jour ou bien en kWh/m²/jour. Ce gisement solaire journalier dépend, comme nous venons de le voir de la localisation, mais également de la période de l'année.
Variation de l'irradiation solaire journalière au cours de l'année (en France)
La conception d'un système photovoltaïque passe la connaissance du gisement solaire journalier du site, ce qui n'est pas tout-à -fait possible avec les cartes générales comme celles que nous présentons dans cet ouvrage. Pour ce faire, il convient de s'adresser aux services météorologiques nationaux et internationaux qui enregistrent et archivent les données d'ensoleillement journalier mois par mois. Tout concepteur pourra trouver les données journalières dont il a besoin pour dimensionner son installation photovoltaïque.
A titre d'exemple, l'Institut National de l'Energie Solaire (INES) diffusent gratuitement sur leur site internet ces données pour plusieurs villes de France : http://ines.solaire.free.fr/gisesol_1.php
L'inclinaison correspond à la pente du module par rapport à l'horizontale. Elle se mesure en °.
L’inclinaison du champ photovoltaïque d’une installation autonome est un paramètre qui doit être défini de façon subtile en adéquation avec les besoins.
Il s'agit du cas le plus courant dans les zones à climat tempérés comme en Europe. Les besoins en électricité y sont plus importants en hiver qu'en été. Ils suivent une évolution annuelle typique illustrée par la figure ci-dessous. Par ailleurs, le gisement solaire suit une courbe diamétralement opposée.
Dans ce cas, il convient de favoriser une inclinaison qui permet de maximiser l'irradiation solaire reçue durant la période hivernale. En première approximation, l'inclinaison optimale peut se calculer par la formule : latitude du lieu + 10 °. En France, la latitude variant de +41° (sud de la corse) à +51° (nord de la France), l'inclinaison optimale du champ photovoltaïque se situe donc entre 50° et 60°. Toutefois, une inclinaison différente peut être parfois retenue en fonction d'autres critères (albédo, nébulosité spécifique du site, etc.). Dans le cas de l'exemple traité à travers la figure ci-dessous (localisation : Nancy), l'inclinaison optimale est proche de 60°.
A gauche : Profil standard de l'irradiation solaire journalière en climat tempéré(localisation : Nancy) pour 2 inclinaisons différentes
A droite : Profil standard de la consommation d'un bâtiment en climat tempéré
Cette formule de calcul de l'inclinaison optimale (latitude du lieu + 10 °) n'est valable que dans le cas où on souhaite maximiser l'irradiation solaire reçue en hiver et lorsque l'orientation est plein Sud. Si l'orientation n'est pas plein sud, on pourra utiliser la formule approchée suivante :
Par exemple, soit une installation dans la région de Nantes (latitude = 47°). Les modules sont orientés à 30° vers l'est, alors l'inclinaison optimale serait égale à (47°+10°) × (1-30°/180°)=47.5°.
C'est le cas le plus adapté pour l'utilisation de l'énergie solaire en autoconsommation, mais malheureusement le moins courant. On rencontre cette situation lorsque, pour des applications spécifiques, les besoins électriques sont plus importants en été qu'en hiver. On trouve également ce genre de situation dans les zones à climat tropical comme par exemple dans les Caraïbes où le gisement solaire et les besoins électriques ne varient quasiment pas tout-au-long de l'année.
L'orientation Sud est la plus exposée au rayonnement solaire
Si on a un choix à faire entre les 2 orientations Est ou Ouest, théoriquement cela revient au même, mais il convient tout de même de porter un regard sur les besoins. En effet, si les besoins sont très marqués l’après-midi, on orientera le champ photovoltaïque plutôt à l’Ouest. De même, si la consommation est plus importante le matin, on l'orientera plutôt à l'Est.
=> Irradiation
L’irradiation solaire représente une énergie. L’irradiation solaire reçue par un objet dépend de son exposition. Une surface horizontale ne recevra pas la même quantité d’énergie solaire qu’une surface verticale. Ainsi, il convient de toujours précisé la configuration du récepteur lorsqu’on parle d’irradiation reçue.
Dans ce cours, nous notons Ei l’irradiation. Elle s’exprime en kWh ou en kWh/m², en kWh/m²/an ou en kWh/m²/jour.
En France, la valeur moyenne de l’irradiation reçue par une surface orientée et inclinée de façon optimale est environ de 1500 kWh/m²/an.
=> L’éclairement
L’éclairement représente une puissance. Dans ce cours, nous la notons Pi.
Une puissance est une quantité d’énergie par unité de temps. Elle s’exprime en W qui est équivalent à J/s (joule par seconde). Le joule est une unité d’énergie tout comme l’unité kWh (1 kWh=3600 kJ). 1 W correspond donc à 1 joule d’énergie fournie pendant 1 seconde.
L’éclairement direct provenant du soleil varie de 0 à 1000 W/m² au cours de la journée (au sol), ainsi qu’illustré sur la figure suivante :
Variation de l’éclairement au cours d’une journée type
Concrètement, si une surface d’un m² reçoit 1000 W de puissance radiative pendant 1 heure, alors l’énergie radiative reçue est de 1000 Wh soit 1 kWh. Si cette même surface reçoit 800 W de puissance radiative pendant 1 heure, alors l’énergie radiative reçue est de 800 Wh soit 0.8 kWh. Ainsi, en ajoutant l’énergie radiative reçue par la surface d’un m² tout au long de l’année, on obtient l’irradiation annuelle moyenne de l’ordre 1500 kWh/m²/an.
Potentiel de l'énergie solaire par rapport aux autres énergies
Avant de s'intéresser aux rendement de conversion (rayonnement solaire → électricité) des cellules photovoltaïques, il convient de savoir évaluer le gisement solaire local.
Influence de la localisation sur le gisement solaire
La ressource solaire est partout présente mais inégalement répartie. On constate une variation dans un facteur de 1 à 3.5 dans les zones peuplées par l'Homme.Le 1er paramètre est la latitude, c'est-à -dire la distance par rapport à l'équateur. L'irradiation solaire diminue au fur et à mesure qu'on se rapproche des pôles (ou qu'on s'éloigne de l'équateur).
La nébulosité du site est également une variable. On remarquera en ce sens que les zones arides à très faibles nébulosité sont les plus soumises aux fortes irradiations solaires (désert d'Atacama au Chili, désert du Sahara en Afrique).
Carte mondiale de l'irradiation solaire globale (annuelle et journalière moyenne)
La France est située entre les latitudes +41° et +51°. L'irradiation solaire varie entre 1 000 kWh/m²/an (au nord) et 1 700 kWh/m²/an (sur le pourtour méditerranéen). A ce titre, il apparaît une inégalité entre ces 2 extrémités du territoire : pour un même investissement, la production photovoltaïque est quasiment 2 fois supérieure dans le sud que dans le nord.
On notera également une dépendance de l'irradiation solaire vis-à -vis de l'altitude. Par exemple, les Alpes et les Pyrénées présentent des points rouges à forte irradiation solaire. Cela s'explique par le fait qu'en altitude, le rayonnement solaire traverse une épaisseur d'atmosphère moins importante qu'en plaine. L'effet de filtre de l'atmosphère est donc moins impactant.
Coefficient Air-Masse
Le soleil émet continuellement une énergie radiative considérable dans toutes les directions du système solaire. Une moyenne de 1 367 W/m² de cette énergie atteint le bord externe de l'atmosphère terrestre. Celle-ci absorbe et reflète une partie de ce rayonnement solaire de telle sorte que le l'énergie reçue au niveau de la surface de la mer (altitude 0 m), par ciel clair et quand le soleil est au zénith, vaut 1 000 W/m². Cette situation a été définie par la communauté scientifique comme une situation de référence décrite par l'indicateur Air-Masse, notée AM 1. Le coefficient Air-Masse évalue la masse atmosphérique traversé par la rayonnement solaire.
Lorsqu'on s'écarte de cette configuration de référence (en prenant de l'altitude, lorsque le soleil n'est plus au zénith ou bien lorsque l'atmosphère est polluée), le coefficient Air-Masse évolue plus ou moins. On parle alors de coefficient AM "X". Le nombre "X" indique que le parcours du rayonnement solaire est X fois supérieur au parcours de référence (AM1), et sera donc plus ou moins filtré.
Le nombre d'air masse AM
On remarque également que les zones de fortes urbanisations présentent un déficit d’irradiation solaire lié à la présence de pollution atmosphérique qui sont d’autant d’éléments absorbants du rayonnement. On note par ailleurs que Marseille (deuxième ville de France) ne présente pas cet inconvénient car elle bénéficie du mistral qui chasse cette pollution urbaine.
Irradiation annuelle en France
Dans le domaine du photovoltaïque autonome, l'échelle de temps pour l'évaluation du gisement solaire est la journée. On exprimera communément le gisement solaire en kWh/jour ou bien en kWh/m²/jour. Ce gisement solaire journalier dépend, comme nous venons de le voir de la localisation, mais également de la période de l'année.
Variation de l'irradiation solaire journalière au cours de l'année (en France)
Où trouver les données météorologiques ?
La conception d'un système photovoltaïque passe la connaissance du gisement solaire journalier du site, ce qui n'est pas tout-à -fait possible avec les cartes générales comme celles que nous présentons dans cet ouvrage. Pour ce faire, il convient de s'adresser aux services météorologiques nationaux et internationaux qui enregistrent et archivent les données d'ensoleillement journalier mois par mois. Tout concepteur pourra trouver les données journalières dont il a besoin pour dimensionner son installation photovoltaïque.
A titre d'exemple, l'Institut National de l'Energie Solaire (INES) diffusent gratuitement sur leur site internet ces données pour plusieurs villes de France : http://ines.solaire.free.fr/gisesol_1.php
Angle d'inclinaison optimale des modules PV dans une installation photovoltaïque autonome
L'inclinaison correspond à la pente du module par rapport à l'horizontale. Elle se mesure en °.L’inclinaison du champ photovoltaïque d’une installation autonome est un paramètre qui doit être défini de façon subtile en adéquation avec les besoins.
Cas 1 : Gisement solaire et besoins en opposition de phase
Il s'agit du cas le plus courant dans les zones à climat tempérés comme en Europe. Les besoins en électricité y sont plus importants en hiver qu'en été. Ils suivent une évolution annuelle typique illustrée par la figure ci-dessous. Par ailleurs, le gisement solaire suit une courbe diamétralement opposée.
Dans ce cas, il convient de favoriser une inclinaison qui permet de maximiser l'irradiation solaire reçue durant la période hivernale. En première approximation, l'inclinaison optimale peut se calculer par la formule : latitude du lieu + 10 °. En France, la latitude variant de +41° (sud de la corse) à +51° (nord de la France), l'inclinaison optimale du champ photovoltaïque se situe donc entre 50° et 60°. Toutefois, une inclinaison différente peut être parfois retenue en fonction d'autres critères (albédo, nébulosité spécifique du site, etc.). Dans le cas de l'exemple traité à travers la figure ci-dessous (localisation : Nancy), l'inclinaison optimale est proche de 60°.
A gauche : Profil standard de l'irradiation solaire journalière en climat tempéré(localisation : Nancy) pour 2 inclinaisons différentes
A droite : Profil standard de la consommation d'un bâtiment en climat tempéré
Formule de calcul de l'inclinaison optimale (installation PV autonome)
Cette formule de calcul de l'inclinaison optimale (latitude du lieu + 10 °) n'est valable que dans le cas où on souhaite maximiser l'irradiation solaire reçue en hiver et lorsque l'orientation est plein Sud. Si l'orientation n'est pas plein sud, on pourra utiliser la formule approchée suivante :
Inclinaison optimale = (latitude du lieu + 10°) × (1 - Orientation/180°)
Par exemple, soit une installation dans la région de Nantes (latitude = 47°). Les modules sont orientés à 30° vers l'est, alors l'inclinaison optimale serait égale à (47°+10°) × (1-30°/180°)=47.5°.
Cas 2 : Gisement solaire et besoins en phase
C'est le cas le plus adapté pour l'utilisation de l'énergie solaire en autoconsommation, mais malheureusement le moins courant. On rencontre cette situation lorsque, pour des applications spécifiques, les besoins électriques sont plus importants en été qu'en hiver. On trouve également ce genre de situation dans les zones à climat tropical comme par exemple dans les Caraïbes où le gisement solaire et les besoins électriques ne varient quasiment pas tout-au-long de l'année.
Orientation des modules PV dans une installation photovoltaïque autonome
En France, et plus généralement dans l’hémisphère nord, l’orientation plein sud est la meilleure orientation possible pour un champ photovoltaïque. En effet, elle permettra de capter un maximum de rayonnement solaire tout-au-long d’une journée.L'orientation Sud est la plus exposée au rayonnement solaire
Si on a un choix à faire entre les 2 orientations Est ou Ouest, théoriquement cela revient au même, mais il convient tout de même de porter un regard sur les besoins. En effet, si les besoins sont très marqués l’après-midi, on orientera le champ photovoltaïque plutôt à l’Ouest. De même, si la consommation est plus importante le matin, on l'orientera plutôt à l'Est.
Différence entre irradiation et éclairement
=> Irradiation
L’irradiation solaire représente une énergie. L’irradiation solaire reçue par un objet dépend de son exposition. Une surface horizontale ne recevra pas la même quantité d’énergie solaire qu’une surface verticale. Ainsi, il convient de toujours précisé la configuration du récepteur lorsqu’on parle d’irradiation reçue.
Dans ce cours, nous notons Ei l’irradiation. Elle s’exprime en kWh ou en kWh/m², en kWh/m²/an ou en kWh/m²/jour.
En France, la valeur moyenne de l’irradiation reçue par une surface orientée et inclinée de façon optimale est environ de 1500 kWh/m²/an.
=> L’éclairement
L’éclairement représente une puissance. Dans ce cours, nous la notons Pi.
Une puissance est une quantité d’énergie par unité de temps. Elle s’exprime en W qui est équivalent à J/s (joule par seconde). Le joule est une unité d’énergie tout comme l’unité kWh (1 kWh=3600 kJ). 1 W correspond donc à 1 joule d’énergie fournie pendant 1 seconde.
L’éclairement direct provenant du soleil varie de 0 à 1000 W/m² au cours de la journée (au sol), ainsi qu’illustré sur la figure suivante :
Variation de l’éclairement au cours d’une journée type
Concrètement, si une surface d’un m² reçoit 1000 W de puissance radiative pendant 1 heure, alors l’énergie radiative reçue est de 1000 Wh soit 1 kWh. Si cette même surface reçoit 800 W de puissance radiative pendant 1 heure, alors l’énergie radiative reçue est de 800 Wh soit 0.8 kWh. Ainsi, en ajoutant l’énergie radiative reçue par la surface d’un m² tout au long de l’année, on obtient l’irradiation annuelle moyenne de l’ordre 1500 kWh/m²/an.
