L’analyse précise des masques solaires représente un enjeu crucial pour optimiser le rendement de toute installation photovoltaïque. Les ombrages, qu’ils soient causés par des bâtiments adjacents, de la végétation ou le relief environnant, peuvent réduire drastiquement la production énergétique d’un système solaire. Face à cette problématique, de nombreux professionnels du secteur cherchent des solutions logicielles performantes sans pour autant investir des sommes considérables dans des outils spécialisés. Heureusement, l’écosystème actuel offre plusieurs alternatives gratuites permettant de modéliser efficacement les phénomènes d’ombrage et d’optimiser la conception de vos projets photovoltaïques. Ces solutions, bien que gratuites, intègrent souvent des fonctionnalités avancées comparables à celles des logiciels professionnels payants.
Analyse comparative des logiciels gratuits de simulation d’ombrage photovoltaïque
Le marché des logiciels de simulation d’ombrage photovoltaïque gratuits s’est considérablement enrichi ces dernières années, offrant aux professionnels une palette d’outils performants pour analyser les masques solaires. Cette démocratisation des technologies de modélisation permet désormais aux installateurs, bureaux d’études et développeurs de projets d’accéder à des fonctionnalités autrefois réservées aux solutions haut de gamme.
La sélection du bon outil dépend largement de la complexité de votre projet et de vos besoins spécifiques en matière de précision. Certains logiciels excellent dans la modélisation 3D des environnements complexes, tandis que d’autres se distinguent par leurs algorithmes avancés de calcul des pertes d’irradiation. L’évaluation de ces solutions nécessite une approche méthodique prenant en compte les paramètres techniques, l’interface utilisateur et la fiabilité des résultats obtenus.
Pvsyst version gratuite : limitations et fonctionnalités d’analyse d’ombrage
PVsyst, référence incontournable dans l’industrie photovoltaïque, propose une version gratuite limitée mais néanmoins fonctionnelle pour l’analyse des masques solaires. Cette version permet de modéliser des installations d’une puissance maximale de 100 kWc, ce qui couvre déjà un large spectre de projets résidentiels et commerciaux de taille moyenne. L’outil intègre un module spécialisé dans la définition des horizons et des obstacles proches, utilisant des diagrammes solaires précis pour quantifier l’impact des ombrages sur la production énergétique.
Le principal avantage de PVsyst réside dans sa base de données météorologiques étendue et ses algorithmes de calcul éprouvés. L’interface permet de définir graphiquement les masques solaires en important des profils d’horizon ou en dessinant directement les obstacles. La précision des calculs d’irradiation reste comparable à celle de la version payante, bien que certaines fonctionnalités avancées comme l’analyse détaillée des hot-spots soient désactivées.
Sketchup avec extension solar north : modélisation 3D des masques solaires
L’association de SketchUp avec l’extension Solar North offre une approche particulièrement intuitive pour la modélisation tridimensionnelle des environnements photovoltaïques. Cette combinaison permet de créer des représentations visuelles détaillées des installations et de leur contexte, facilitant l’identification des zones d’ombrage potentielles. L’extension Solar North ajoute des fonctionnalités spécialisées pour l’analyse
d’orientation, de latitude et de date. Vous pouvez ainsi visualiser la trajectoire du soleil au fil des saisons et repérer très rapidement les zones de masquage sur le champ photovoltaïque. Pour des projets résidentiels ou tertiaires simples, cette méthode de modélisation 3D des masques solaires est souvent suffisante pour obtenir une estimation fiable des pertes d’irradiation, à condition de bien paramétrer l’emplacement du site et l’orientation réelle du bâtiment.
SketchUp présente également l’avantage de pouvoir intégrer des bibliothèques de composants (cheminées, arbres, bâtiments voisins) et de gérer des niveaux de détail variables selon vos besoins. En pratique, on pourra par exemple reconstituer un quartier entier ou un parc d’activités afin d’étudier l’impact d’un futur immeuble sur une centrale photovoltaïque existante. La courbe d’apprentissage reste raisonnable pour un bureau d’études ou un installateur habitué à la CAO, ce qui en fait un excellent compromis entre précision et temps de modélisation.
PVGIS de la commission européenne : calcul d’irradiation avec obstacles
PVGIS (Photovoltaic Geographical Information System), développé par le Centre commun de recherche de la Commission Européenne, est avant tout un outil de calcul d’irradiation et de productible. Toutefois, il offre également des fonctionnalités intéressantes pour intégrer les effets d’ombrage simple dans vos simulations. L’interface web permet de renseigner l’orientation, l’inclinaison des panneaux solaires et d’appliquer des coefficients de pertes supplémentaires liés aux masques solaires.
Contrairement à un logiciel 3D, PVGIS ne permet pas de dessiner directement les obstacles. En revanche, vous pouvez ajuster les paramètres de pertes par ombrage en fonction d’un relevé de masque réalisé sur site ou d’une étude externe. Cette approche est particulièrement pertinente si vous cherchez un logiciel d’estimation de production rapide, sans entrer dans une modélisation géométrique détaillée. Pour un premier dimensionnement ou pour comparer plusieurs scénarios (inclinaison, orientation, technologie de modules), PVGIS reste une référence fiable, basée sur des bases de données climatiques actualisées comme PVGIS-SARAH3 ou PVGIS-ERA5.
Pour un projet photovoltaïque résidentiel ou agricole, vous pouvez par exemple commencer par estimer la production annuelle avec PVGIS, puis appliquer un facteur de réduction global pour tenir compte des ombrages identifiés (arbre, bâtiment voisin, relief). Dans une démarche plus avancée, ce facteur sera affiné à partir d’un relevé de masque sur diagramme solaire, que votre installateur ou bureau d’études intégrera ensuite dans un logiciel plus spécialisé.
SAM (system advisor model) du NREL : simulation avancée des pertes d’ombrage
SAM (System Advisor Model), développé par le NREL (National Renewable Energy Laboratory) américain, est un logiciel gratuit particulièrement puissant pour la modélisation énergétique des centrales photovoltaïques. Il intègre plusieurs modèles d’ombrage solaire, allant des pertes globales simples jusqu’aux matrices d’ombrage 3D temps pas à pas. Vous pouvez définir des obstacles, des rangées de tables PV ou des bâtiments et analyser leur impact sur la production avec une granularité horaire, voire infra-horaire selon les jeux de données.
La grande force de SAM réside dans sa capacité à coupler la simulation d’irradiation, de production électrique et d’économie de projet dans un seul environnement. Par exemple, il est possible d’évaluer comment un masque solaire sur les heures du matin affecte non seulement l’énergie annuelle produite, mais aussi la rentabilité (LCOE, VAN, TRI) de l’installation. Pour les projets de taille commerciale ou utility-scale, ce niveau de détail devient décisif lorsque l’on compare plusieurs variantes de layout ou de hauteur de structures.
En revanche, SAM nécessite un certain niveau d’expertise : la saisie des paramètres, des fichiers météorologiques et des configurations électriques demande une bonne compréhension des concepts photovoltaïques. On le recommandera donc plutôt aux bureaux d’études et développeurs de projets qui disposent déjà d’une expérience sur d’autres outils comme PVsyst ou Helioscope, et qui souhaitent affiner leurs analyses de pertes d’ombrage et de performance système.
Helioscope community edition : outils de détection automatique des ombrages
Helioscope, solution bien connue pour la conception de centrales photovoltaïques connectée au cloud, propose une version Community Edition avec des fonctionnalités limitées mais suffisantes pour de nombreux cas. L’un de ses atouts majeurs est l’exploitation de la cartographie en ligne (imagerie satellite, données de terrain) pour générer automatiquement un modèle 3D simplifié du site. À partir de ce modèle, le logiciel détecte les masques solaires potentiels et calcule les pertes d’irradiation associées aux obstacles proches et lointains.
Pour un utilisateur, l’expérience est assez fluide : vous tracez le périmètre de votre toiture ou de votre terrain, positionnez les rangées de modules, et Helioscope se charge d’évaluer les périodes d’ombre en fonction de la latitude, de la date et de la hauteur des objets. Ce travail automatique de détection des ombrages est particulièrement utile en phase d’avant-projet, lorsque l’on souhaite comparer rapidement plusieurs configurations d’implantation sans passer par une modélisation complète sur SketchUp ou un autre logiciel BIM.
La Community Edition impose des limites en termes de nombre de projets, d’export et de personnalisation, mais elle offre déjà une vision claire de l’impact des masques solaires sur la production. Pour les bureaux d’études et installateurs qui envisagent une montée en puissance vers des solutions payantes, Helioscope constitue une bonne porte d’entrée pour se familiariser avec la conception PV dans le cloud et les algorithmes de simulation d’ombrage avancés.
Méthodologies de cartographie des masques solaires pour installations photovoltaïques
Au-delà du choix du logiciel, la qualité de votre étude de masquage dépend surtout de la méthode de relevé et de cartographie employée. Un outil, aussi performant soit-il, ne pourra compenser des données d’entrée inexactes. C’est un peu comme utiliser une calculatrice de très haute précision avec des chiffres erronés : le résultat sera faux, mais avec beaucoup de décimales. D’où l’importance de mettre en place une méthodologie rigoureuse, du relevé topographique initial jusqu’à la traduction des masques solaires dans votre outil de dimensionnement photovoltaïque.
Dans cette section, nous allons passer en revue les principales étapes : relevé des obstacles permanents, calcul des angles solaires critiques, usage du diagramme solaire et prise en compte des coefficients optiques comme l’IAM. Vous pourrez ainsi structurer votre approche, que vous travailliez sur un petit toit résidentiel ou sur un grand parc photovoltaïque au sol.
Relevé topographique et identification des obstacles permanents
La première étape consiste à identifier et caractériser tous les obstacles permanents susceptibles de générer des ombrages sur votre installation photovoltaïque. Il s’agit des bâtiments voisins, arbres de grande taille, cheminées, acrotères, pylônes, reliefs naturels, etc. Un simple coup d’œil ne suffit pas : il faut relever leur hauteur, leur distance au champ photovoltaïque et leur position angulaire par rapport au sud. C’est ce triptyque hauteur–distance–azimut qui permettra ensuite de construire un profil de masque fiable.
Selon l’échelle du projet, plusieurs méthodes peuvent être employées. Pour un site résidentiel, un télémètre laser, un mètre ruban et une application de type clinomètre sur smartphone peuvent déjà fournir des mesures satisfaisantes. Pour des centrales au sol ou des sites complexes, un relevé topographique complet ou un nuage de points issu de drone (photogrammétrie, LiDAR) apportera un niveau de détail bien supérieur. L’objectif est toujours le même : transformer la perception visuelle des masques en données géométriques chiffrées, exploitables par vos logiciels de simulation.
Une fois les obstacles identifiés, il est utile de distinguer les masques saisonniers (feuillage d’arbres caducs, par exemple) des masques permanents (bâtiment, relief rocheux). Cette distinction permettra d’affiner les pertes d’irradiation mensuelles, particulièrement dans les régions où la végétation joue un rôle important. Vous pouvez par exemple prévoir un coefficient d’ombrage plus fort en été sur une rangée de modules proche d’une haie dense, et plus faible en hiver lorsque cette haie est moins feuillue.
Calcul des angles d’élévation et azimuts critiques selon la latitude
Une fois le relevé d’obstacles réalisé, il convient de le traduire en angles d’élévation et d’azimut critiques, c’est-à-dire les directions pour lesquelles le soleil sera potentiellement masqué. L’angle d’élévation correspond à la hauteur du soleil au-dessus de l’horizon, tandis que l’azimut indique sa position sur le plan horizontal (0° au nord, 180° au sud en convention classique). Ces deux paramètres dépendent fortement de la latitude et de la date dans l’année.
Concrètement, pour chaque obstacle, on calcule l’angle d’élévation minimal du soleil pour que ce dernier soit visible au-dessus du masque : él = arctan(hauteur_obstacle / distance_obstacle). L’azimut, lui, est obtenu à partir du relevé de position angulaire ou d’un plan cadastral géoréférencé. Ces valeurs sont ensuite reportées dans un diagramme solaire ou saisies dans un logiciel comme PVsyst, SAM ou Helioscope pour générer le profil d’horizon.
Pourquoi parler d’angles “critiques” ? Parce que ce sont ceux qui correspondent aux périodes de l’année où l’irradiation est la plus forte et donc où une perte d’ensoleillement coûte le plus cher en termes de production. Par exemple, un masque solaire sur les matinées d’hiver sera souvent moins pénalisant qu’un masque en milieu de journée au printemps ou en été, lorsque le soleil est haut et l’irradiation directe maximale. Les logiciels de simulation d’irradiation avec obstacles exploitent précisément ces angles pour pondérer les pertes horaires et mensuelles.
Diagramme solaire et courbe d’analemme pour l’analyse temporelle
Le diagramme solaire est un outil graphique qui représente la trajectoire apparente du soleil dans le ciel au cours de l’année, pour une latitude donnée. Sur ce support, on peut venir superposer le profil des obstacles relevés, ce que l’on appelle le “relevé de masque”. Le résultat est une carte très parlante des périodes (heures et mois) pendant lesquelles le champ photovoltaïque sera impacté par un ombrage. C’est une façon très intuitive de visualiser la relation entre géométrie des masques solaires et productible.
La courbe d’analemme, quant à elle, représente la position du soleil observée chaque jour à la même heure (par exemple midi solaire) sur une année. Elle prend la forme d’un “8” allongé et permet de comprendre comment varient altitude et azimut du soleil à date et heure constantes. Pour un concepteur PV, analyser cette courbe aide à identifier les périodes de l’année les plus critiques, notamment en ce qui concerne les ombrages récurrents sur certaines heures clé (début de matinée, milieu de journée, fin d’après-midi).
Dans la pratique, le diagramme solaire est souvent utilisé sur le terrain avec un transparent calibré et un simple appareil photo ou une application de type Sun Surveyor ou Sun Seeker. On cadre le site en direction du sud, on relève la silhouette des obstacles sur le diagramme et on obtient ainsi une première estimation des masques sans logiciel complexe. Ce relevé pourra ensuite être numérisé ou directement traduit en profils d’horizon dans des outils comme PVsyst ou Solarius PV, pour affiner les calculs d’irradiation avec obstacles.
Coefficients de réduction IAM et facteurs de transposition diffuse
L’analyse des masques solaires ne se limite pas à la simple présence ou absence de soleil. Les logiciels de simulation avancés prennent aussi en compte des phénomènes optiques comme le coefficient IAM (Incidence Angle Modifier) et les facteurs de transposition diffuse. Le coefficient IAM décrit la façon dont le rendement optique du module varie selon l’angle d’incidence des rayons solaires : plus ces rayons arrivent “rasants”, plus les pertes par réflexion augmentent. Même sans ombrage total, un angle défavorable peut donc réduire le gain énergétique.
Les facteurs de transposition diffuse, eux, permettent de passer de l’irradiation globale horizontale à l’irradiation sur plan incliné, en tenant compte du rayonnement diffus (ciel, sol, environnement) ainsi que de l’anisotropie du ciel. Dans une situation partiellement ombragée, une partie du rayonnement direct pourra être bloquée par un masque, mais une fraction du rayonnement diffus continuera à atteindre les modules. Un modèle de masquage qui ignorerait cette composante diffuserait une vision trop pessimiste de la production.
Dans vos simulations, il est donc important de vérifier que le logiciel choisi gère correctement ces coefficients, notamment si vous travaillez sur des toitures fortement inclinées ou des façades photovoltaïques. Deux installations ayant des masques solaires similaires mais des orientations et inclinaisons différentes n’auront pas le même comportement énergétique, en grande partie à cause de ces effets d’angle et de transposition. C’est un peu comme comparer deux fenêtres : l’une plein sud avec un auvent, l’autre à l’est sans auvent. La quantité de lumière utile reçue ne se résume pas à la seule présence d’ombres franches.
Paramètres techniques de configuration dans les logiciels d’ombrage solaire
Configurer correctement un logiciel d’ombrage solaire, c’est un peu comme régler finement un instrument de mesure : chaque paramètre mal renseigné peut introduire un biais significatif dans le résultat. Au-delà du dessin des obstacles, plusieurs éléments techniques jouent un rôle clé : données météorologiques, algorithmes de ray-tracing, modèles électriques de modules (diodes de bypass, hot-spots) et présence éventuelle d’optimiseurs de puissance ou de micro-onduleurs.
Dans cette partie, nous allons passer en revue les paramètres essentiels à maîtriser pour obtenir des simulations de masques solaires fiables et reproductibles. Vous verrez qu’en combinant de bonnes données météo, un modèle géométrique réaliste et une configuration électrique cohérente, vous pouvez approcher très près des performances réelles mesurées sur site, même dans des contextes d’ombrage complexe.
Données météorologiques TMY et fichiers EPW pour la modélisation
La qualité des simulations d’irradiation et des pertes d’ombrage dépend directement des données météorologiques utilisées. La plupart des logiciels sérieux s’appuient sur des fichiers TMY (Typical Meteorological Year) ou EPW (EnergyPlus Weather File), qui regroupent heure par heure l’irradiation globale, diffuse, directe, la température ambiante et parfois la vitesse du vent. Ces fichiers représentent une année “type” statistique, construite à partir de plusieurs années de données mesurées.
Lors de la configuration de votre projet, il est essentiel de sélectionner une station météo ou un jeu de données aussi proche que possible de votre site d’implantation. Certains outils, comme Solarius PV ou SAM, intègrent directement des bases de données comme Meteonorm ou PVGIS, tandis que d’autres vous demandent d’importer vous-même un fichier EPW ou TMY. Une erreur de localisation peut entraîner une surestimation ou une sous-estimation de l’irradiation de plusieurs pourcents, ce qui est loin d’être négligeable dans un modèle économique de centrale photovoltaïque.
Si votre projet se situe dans une zone à fort microclimat (effets de vallée, proximité littorale, altitude), il peut être pertinent de comparer plusieurs sources de données ou, mieux encore, de s’appuyer sur des mesures locales si elles existent. Certains développeurs installent temporairement une station de mesure sur site pour caractériser plus finement le gisement solaire et valider ensuite les modèles dérivés des fichiers EPW. Les logiciels de simulation permettent alors de recalibrer légèrement les données de base pour coller au profil réel observé.
Algorithmes de ray-tracing et calcul des pertes par ombrage partiel
Les algorithmes de calcul des ombrages peuvent être très différents d’un logiciel à l’autre. Les plus simples se contentent d’un modèle d’horizon fixe, qui indique si le soleil est visible ou non pour un couple hauteur/azimut donné. Les plus avancés utilisent des techniques de ray-tracing ou de lancer de rayons, semblables à celles employées en infographie 3D, pour déterminer précisément quelles parties du champ photovoltaïque sont éclairées ou ombragées à chaque instant.
Dans un contexte d’ombrage partiel (coin de toiture masqué par une cheminée, rangée arrière partiellement couverte par la rangée avant en hiver, arbre projetant une ombre mobile), ces algorithmes détaillés prennent toute leur importance. Ils sont capables de calculer des matrices d’irradiation à l’échelle du module ou de la cellule, ce qui permet ensuite de simuler avec précision les pertes électriques induites. Pour un projet avec obstacles complexes, choisir un logiciel doté d’un moteur de ray-tracing robuste peut faire la différence entre une estimation grossière et une prévision de production très réaliste.
Néanmoins, plus le modèle est détaillé, plus le temps de calcul augmente. Il s’agit donc de trouver un compromis entre précision et efficacité, en fonction de la taille du projet et des enjeux financiers. Pour une petite installation résidentielle, un modèle simplifié de masque sera souvent suffisant. Pour un parc photovoltaïque de plusieurs mégawatts avec des trackers et des obstacles variés, un moteur de ray-tracing avancé devient indispensable pour sécuriser les prévisions de production et rassurer les investisseurs.
Modélisation des hot-spots et diodes de bypass dans les modules
Les hot-spots sont des points de surchauffe localisés au sein d’un module photovoltaïque, souvent causés par un ombrage sévère sur une ou plusieurs cellules. Dans ce cas, les cellules ombragées se comportent comme des charges plutôt que comme des générateurs, ce qui entraîne un échauffement pouvant endommager le module à long terme. Pour limiter ce phénomène, les fabricants intègrent des diodes de bypass, qui permettent de contourner électriquement les chaînes de cellules partiellement ombragées.
Certains logiciels de simulation avancés proposent une modélisation explicite de ces diodes de bypass et de leurs effets sur la courbe I-V du module. Cela permet de mieux estimer l’impact énergétique des ombrages localisés : en fonction du câblage interne, un petit masque sur le bas du panneau peut réduire la production d’un tiers, de deux tiers, ou de la totalité du module. Les outils simples, eux, appliquent souvent une perte globale, sans refléter cette complexité interne.
Dans le cadre du dimensionnement d’une installation solaire soumise à des ombrages récurrents (cheminées, poteaux, antennes), une modélisation plus fine des hot-spots et diodes de bypass peut donc s’avérer pertinente. Elle vous aidera à décider, par exemple, s’il vaut mieux déplacer légèrement le champ PV, modifier le câblage des strings ou adopter une architecture avec optimiseurs de puissance afin de limiter les effets en cascade d’un ombrage localisé sur toute une chaîne de modules.
Intégration des optimiseurs de puissance et micro-onduleurs SolarEdge
Les optimiseurs de puissance et micro-onduleurs, comme ceux proposés par SolarEdge ou d’autres fabricants, ont profondément changé la manière de gérer l’ombrage solaire dans les installations photovoltaïques. Contrairement aux systèmes en chaîne (string) classiques, où la performance est souvent limitée par le maillon le plus faible, ces dispositifs permettent d’individualiser la gestion de chaque module ou petit groupe de modules. Résultat : un ombrage sur un panneau impacte beaucoup moins la production de l’ensemble du champ.
Les logiciels de conception dédiés, comme SolarEdge Designer, intègrent nativement les caractéristiques de ces optimiseurs et micro-onduleurs. Ils simulent ainsi l’effet de chaque masque solaire au niveau du module et recalculent la production globale en tenant compte des stratégies de MPPT décentralisées. Dans des configurations complexes (toits multi-orientés, cheminées, arbres), ces outils montrent souvent des gains de production significatifs par rapport à une architecture classique, à puissance installée égale.
Lorsque vous configurez un projet avec optimiseurs de puissance, veillez à activer les options correspondantes dans votre logiciel de simulation d’irradiation et de production. Ne sous-estimez pas non plus l’impact économique : si les pertes d’ombrage sont importantes, l’investissement supplémentaire dans des optimiseurs ou micro-onduleurs peut être largement compensé par l’augmentation de l’énergie autoconsommée ou injectée sur le réseau. Les calculateurs d’ombrage solaire modernes vous permettent justement de tester plusieurs architectures en quelques clics pour comparer objectivement les scénarios.
Validation et précision des calculs de masquage photovoltaïque
Aucun modèle de masques solaires, aussi sophistiqué soit-il, n’est parfait. La question centrale devient donc : comment valider et quantifier la précision de vos calculs de masquage photovoltaïque ? Une approche courante consiste à comparer les résultats de plusieurs logiciels pour un même projet, mais la véritable référence reste toujours la mesure sur site. Lorsque des données de monitoring sont disponibles (production horaire, irradiance sur plan, température de module), il est possible de confronter la simulation à la réalité et d’ajuster les hypothèses de masquage.
Pour les installations existantes, cette démarche de “calibration” permet d’identifier rapidement les écarts : surévaluation de l’irradiation, sous-estimation des masques saisonniers, défaut de prise en compte de certains obstacles, etc. Pour les nouveaux projets, on s’appuiera davantage sur des retours d’expérience de sites comparables, ainsi que sur des analyses de sensibilité. Par exemple, vous pouvez tester l’impact d’une variation de ±10 % du facteur d’ombrage sur le productible annuel et sur les indicateurs économiques (temps de retour, VAN), afin d’embrasser une plage d’incertitude réaliste.
Enfin, la précision ne se limite pas au modèle mathématique : la qualité du relevé de masque, du calage topographique et du choix de la base météorologique joue un rôle tout aussi important. En prenant l’habitude de documenter systématiquement vos hypothèses (photos, schémas, profils d’horizon, paramètres de simulation), vous facilitez les audits ultérieurs et gagnez en crédibilité auprès de vos clients, financeurs et partenaires techniques.
Intégration des résultats d’ombrage dans le dimensionnement système
Une fois vos pertes d’ombrage solaire quantifiées, comment les intégrer concrètement dans le dimensionnement du système photovoltaïque ? La première conséquence se situe au niveau de la puissance installée : un site très ombragé pourra nécessiter une puissance crête plus élevée pour atteindre le même niveau de production annuelle qu’un site dégagé. Toutefois, augmenter la puissance n’est pas toujours la meilleure réponse : il peut être plus pertinent de reconfigurer l’implantation, d’éliminer certains obstacles ou de recourir à des architectures électroniques plus tolérantes à l’ombre.
Les résultats de masquage influencent également le choix de la technologie de module (mono, bifacial, verre-verre), le type d’onduleur (string, optimiseur, micro-onduleur) et le câblage des strings. Par exemple, dans un environnement où seuls certains modules sont régulièrement ombragés, on cherchera à les regrouper sur un même MPPT ou à les équiper d’optimiseurs individuels, pour éviter qu’ils ne dégradent la performance de toute une chaîne. Les logiciels de conception photovoltaïque modernes proposent des assistants qui vérifient automatiquement la compatibilité électrique de ces choix (tensions, courants, chutes de tension, protections).
Enfin, les pertes d’irradiation par ombrage impactent directement le modèle économique : taux d’autoconsommation, énergie vendue, économies générées, temps de retour sur investissement. En intégrant correctement ces pertes dès la phase d’étude, vous évitez les mauvaises surprises une fois l’installation en fonctionnement. Vous pouvez également proposer à vos clients plusieurs variantes chiffrées (avec et sans suppression d’un arbre, avec ou sans optimiseurs, rotation légère de la toiture solaire, etc.), de manière à les aider à arbitrer en toute connaissance de cause entre coût initial et gain de performance.
Cas d’usage spécifiques et recommandations logicielles selon le projet
Selon le type de projet photovoltaïque et le niveau de complexité des masques solaires, les besoins en termes de logiciel ne sont pas les mêmes. Pour une petite installation résidentielle avec quelques ombres ponctuelles, inutile de déployer un outil de simulation ultra-sophistiqué : un combiné PVGIS + relevé de masque simple, éventuellement complété par une modélisation rapide sur SketchUp, sera souvent suffisant. En revanche, pour un parc au sol multi-mégawatts avec bâtiments agricoles, haies, talus et variations de relief, un logiciel de type SAM, Solarius PV ou Helioscope, doté de fonctions avancées de calcul d’ombrage, devient indispensable.
On peut ainsi esquisser quelques recommandations pratiques. Pour les toitures résidentielles et petites tertiaires, privilégiez des solutions simples et gratuites : PVGIS pour le productible, SketchUp + Solar North pour visualiser les masques, voire des applications mobiles comme Sun Surveyor pour les relevés sur site. Pour les projets commerciaux et industriels de taille moyenne, la version gratuite de PVsyst combinée à un outil de modélisation 3D fournit déjà une base solide, surtout si vous devez produire des rapports techniques détaillés pour des banques ou investisseurs.
Pour les grandes centrales et sites complexes, orientez-vous vers des outils intégrant des données météorologiques certifiées, des moteurs de ray-tracing et une modélisation fine des architectures électriques (strings, optimiseurs, stockage). SAM, Helioscope Community Edition, ou encore des solutions BIM spécialisées comme Solarius PV répondent bien à ces attentes, tout en restant accessibles financièrement, au moins dans leur version d’essai ou communautaire. Dans tous les cas, gardez à l’esprit que le “meilleur” logiciel masque solaire est celui qui s’adapte à vos contraintes de terrain, à votre niveau d’expertise et au degré de précision réellement nécessaire pour sécuriser votre projet.