Rayonnement direct, diffus et réfléchi : comment les répartir sur un module
09.10.2026
Le rayonnement reçu par un module ne vient pas d’une seule direction : il combine le faisceau solaire, la lumière diffuse du ciel et, selon le contexte, la lumière réfléchie par le sol ou des obstacles. Pour comparer des orientations, il faut distinguer ces contributions sur le plan du module plutôt que confondre irradiation horizontale et irradiation dans son plan.
Trois chemins pour la lumière
Le rayonnement global est un total, pas une origine unique. Pour le JRC, il additionne une composante directe, une composante diffuse et, parfois, une composante réfléchie. La première correspond au faisceau qui vient du disque solaire. La seconde rassemble la lumière dispersée par l’atmosphère et reçue depuis la voûte céleste ; elle ne se réduit donc pas à un rayon de soleil visible. La troisième est la part renvoyée par le sol ou des obstacles proches. [Le JRC détaille ces trois origines](https://joint-research-centre.ec.europa.eu/photovoltaic-geographical-information-system-pvgis/general-information/data-sources-calculation-methods_en). Cette distinction aide à lire une journée couverte comme une situation où la contribution du ciel diffus reste pertinente, sans prétendre qu’elle compense nécessairement la perte de faisceau. Elle évite aussi de ranger tout ce qui n’est pas un rayon solaire direct dans une seule case : la réflexion du sol est une contribution séparée dans les bilans qui la calculent.
Raisonner dans le plan du panneau
Pour évaluer ce qui atteint réellement une face photovoltaïque, on rapporte les apports au plan du module, défini par son inclinaison et son orientation. Ce changement de plan est essentiel : une donnée globale horizontale n’est pas, à elle seule, la répartition reçue par une toiture inclinée. PVGIS peut fournir une valeur globale d’irradiance dans le plan ; pvlib décrit également le total dans le plan comme l’assemblage des parts faisceau, ciel diffus et sol réfléchi. [Le tableau horaire PVGIS nomme ces colonnes](https://joint-research-centre.ec.europa.eu/photovoltaic-geographical-information-system-pvgis/using-pvgis-5/pvgis-5-tools/hourly-radiation_en), et [la documentation pvlib expose cette composition](https://pvlib-python.readthedocs.io/en/v0.16.1/reference/irradiance/transposition.html). Concrètement, comparez deux orientations en conservant le même lieu, la même période et les mêmes paramètres, puis lisez séparément chaque contribution avant de regarder le total. Cela permet de voir si une différence vient surtout du faisceau, du ciel ou du sol, au lieu de conclure à partir d’une seule valeur globale. C’est une lecture du rayonnement incident, pas encore une prévision complète de production électrique.
La part directe suit la géométrie
La composante directe dépend de la rencontre entre l’orientation du module et la position du soleil. La fonction de faisceau documentée par pvlib prend en compte l’inclinaison et l’azimut du panneau, les angles zénithal et azimutal du soleil, ainsi que l’irradiance directe normale. [La documentation décrit les paramètres de cette fonction](https://pvlib-python.readthedocs.io/en/stable/reference/generated/pvlib.irradiance.beam_component.html). Cela donne un repère pratique : quand le soleil est face au panneau, le faisceau contribue plus favorablement que lorsqu’il arrive très obliquement ; une ombre qui masque le disque solaire affecte d’abord cette contribution. Cette lecture géométrique n’autorise pas à déduire seule la puissance produite : le total comprend aussi les contributions diffuses et réfléchies, puis d’autres étapes du modèle photovoltaïque.
Diffuse et réfléchi : deux calculs à ne pas confondre
La lumière diffuse vient de la voûte céleste ; la lumière réfléchie revient du sol vers le module. Un modèle peut estimer séparément chacune de ces deux parts. Dans pvlib, la transposition du diffuse céleste n’est pas une recette unique : la documentation répertorie notamment des familles de modèles, dont une approche isotrope. Le résultat dépend donc du modèle choisi, tandis que la part réfléchie relève du terme de sol. [La liste officielle des méthodes de transposition](https://pvlib-python.readthedocs.io/en/v0.16.1/reference/irradiance/transposition.html) rend ce choix explicite. Dans la pratique, vérifiez le nom du modèle et les hypothèses associées avant de comparer deux simulations ou de mélanger des résultats issus d’outils différents. Enfin, les valeurs horaires ne doivent pas être confondues avec une énergie quotidienne : l’irradiance est une puissance par surface à un instant ou sur un intervalle, alors que l’irradiation additionne cette énergie sur une durée. Garder ces unités, le plan de référence et les trois origines séparés rend le résultat bien plus interprétable.