Masque solaire photovoltaïque : la méthode de relevé

Un relevé de masque prend vingt minutes sur site. Son absence se paie pendant vingt ans, et pas seulement en production perdue. Depuis que l'audit QualiPV chiffre le seuil, le masque est devenu une question de preuve autant qu'une question de conception. Voici comment le relever, le chiffrer et le documenter.

L'essentiel en bref

• Un masque qui ramène la production sous 80 % de la valeur théorique sans masque vaut une non-conformité majeure en audit QualiPV si le client n'en a pas été informé (Qualit'EnR, 2016).
• PVGIS travaille sur un relief échantillonné à 3 secondes d'arc, soit environ 90 mètres, et ne peut donc pas voir une cheminée, un arbre ou la maison voisine (JRC, 2026).
• La méthode 3CL-DPE considère un masque lointain de moins de 15° de hauteur angulaire comme négligeable, et le coefficient tombe à 0,30 au sud entre 30° et 60° (3CL-DPE, 2021).
• Un ombrage partiel sollicite davantage les diodes bypass, qui peuvent vieillir prématurément et créer des points chauds (AQC, 2024).
• Le relevé se fait à la boussole et au clinomètre, de plein est à plein ouest, puis se reporte sur un diagramme de course du soleil (Hespul, 2006).

Qu'est-ce qu'un masque solaire, et pourquoi deux familles ?

Un masque solaire désigne tout obstacle qui prive les modules de rayonnement direct à certaines heures. La réglementation thermique française en distingue deux familles (3CL-DPE, 2021). Elle définit le masque lointain comme les « obstacles liés à l'environnement (autres bâtiments, reliefs, végétation, ...) ».

Le masque lointain est stable et prévisible. Une colline, une ligne de crête ou un immeuble à cent mètres produisent toujours la même ombre aux mêmes heures de l'année. Vous le relevez une fois et vous le modélisez comme un horizon.

Le masque proche se comporte autrement. Une cheminée, un chien-assis, une antenne ou un arbre projettent une ombre courte mais mobile, qui balaie le champ de modules dans la journée. Son effet électrique dépasse largement sa surface géométrique.

Cette distinction n'est pas académique. Elle décide de l'outil que vous utiliserez, du temps que vous passerez sur le toit et de ce que vous écrirez dans le devis.

Pourquoi PVGIS ne voit-il pas votre masque proche ?

PVGIS calcule l'horizon à partir d'un modèle de relief échantillonné à 3 secondes d'arc, soit environ 90 mètres. Le JRC l'écrit sans détour (JRC, 2026). À cette résolution, les calculs « ne peuvent pas prendre en compte les effets d'ombre d'objets proches comme des maisons ou des arbres ».

Quand le soleil passe derrière l'horizon modélisé, l'outil bascule sur la seule composante diffuse du rayonnement. C'est une approximation raisonnable pour une montagne, et une approximation fausse pour un pignon voisin.

PVGIS laisse heureusement une porte ouverte. Vous pouvez téléverser votre propre fichier de hauteurs d'horizon à la place du profil intégré. Un relevé de terrain correctement mené produit précisément ce fichier.

Ce point rejoint notre méthode de calcul de production photovoltaïque. Les pertes par défaut d'un outil gratuit ne couvrent jamais la géométrie réelle du site.

Comment relever un masque sur site ?

Hespul publie la méthode de référence en France, et elle tient en deux instruments (Hespul, 2006). Il vous faut « une boussole » et « un clinomètre (ou rapporteur et fil à plomb) ». Ajoutez un diagramme de course du soleil pour une latitude d'environ 45°, et aucun matériel coûteux n'est nécessaire.

Se placer au bon endroit

Positionnez-vous à l'emplacement des futurs modules, pas au milieu du toit ni depuis le sol. Sur un champ large, répétez la mesure aux deux extrémités. Les deux profils diffèrent plus souvent qu'on ne le croit.

Balayer l'horizon d'est en ouest

Repérez le sud à la boussole, puis parcourez l'horizon « entre plein est (-90°) et plein ouest (+90°) » (Hespul, 2006). Pour chaque obstacle, notez son orientation par rapport au sud, puis visez son sommet au clinomètre et lisez l'angle du fil à plomb.

Reporter sur le diagramme solaire

Chaque couple de valeurs devient un point : l'orientation en abscisse, la hauteur en ordonnée. Reliez les points et vous obtenez la silhouette de l'horizon. Les courbes de course du soleil passant sous cette silhouette sont les heures perdues.

À partir de quelle hauteur angulaire un masque compte-t-il ?

La méthode 3CL-DPE donne un seuil chiffré rarement cité côté photovoltaïque. Un masque lointain dont la hauteur angulaire reste sous 15° est traité comme négligeable, avec un coefficient de 1 (3CL-DPE, 2021), mais au-delà l'effet devient brutal.

Attention au périmètre de ce tableau. Ces coefficients portent sur l'ensoleillement des baies vitrées d'un logement, dans un calcul thermique, et non sur la production d'un générateur photovoltaïque. Les transposer tels quels à un productible serait une erreur.

Leur valeur pour vous est ailleurs : ils fournissent une règle de tri défendable, issue d'un texte officiel. Sous 15°, inutile de s'alarmer. Au-delà de 30° au sud, le site devient discutable et mérite une modélisation sérieuse.

Comment chiffrer la perte sans surpromettre ?

Les deux exemples travaillés par Hespul aboutissent à des « pertes d'environ 5 % » et « pertes d'environ 12 % » (Hespul, 2006). Cet ordre de grandeur suffit à qualifier un site, mais il ne remplace pas une simulation sur la configuration électrique retenue.

Trois précautions évitent la mauvaise surprise. Chiffrez d'abord la perte sur l'année entière, et non sur la journée critique du 21 décembre. Ensuite, distinguez la perte de rayonnement de la perte électrique, qui est plus forte.

Enfin, annoncez une fourchette plutôt qu'une valeur unique. Un client à qui vous avez promis 4 200 kWh contestera 3 900 kWh. Celui à qui vous avez annoncé une fourchette de 3 900 à 4 300 kWh ne contestera rien.

Nous détaillons cette logique de budget de pertes dans notre méthode de calcul de production. Le choix du site, en amont, relève de notre analyse du potentiel solaire français.

Le seuil de 80 % que l'audit QualiPV applique

La fiche d'autocontrôle QualiPV fixe le seuil (Qualit'EnR, 2016). Un masque y est dit « manifestement défavorable » lorsqu'il ramène la production sous « 80 % de la production théorique sans masque ». Le classement en non-conformité majeure tombe si « le client n'en a pas été informé ». Lisez bien cette seconde condition.

Ce n'est pas l'ombrage qui déclenche la non-conformité, mais le défaut d'information. Vous pouvez parfaitement installer sur un site à 85 % de son potentiel théorique, à condition que le client l'ait su et accepté avant la signature.

Comparez les deux dernières lignes. Une orientation hors du secteur -70° / +70° ne vaut qu'une simple observation, alors qu'un masque non annoncé vaut une majeure. L'audit pèse donc la transparence plus lourd que l'orientation.

Le régime d'audit complet est décrit dans notre guide des modules QualiPV.

Que risque une installation partiellement ombragée ?

Au-delà du kilowattheure perdu, l'ombrage attaque le matériel. L'AQC décrit le mécanisme (AQC, 2024). Dans une chaîne dont « certains modules seulement » sont partiellement ombragés, les diodes bypass « sont plus fortement sollicitées ». Elles « peuvent vieillir prématurément ».

Une diode bypass dégradée ne se contente pas de ne plus protéger. Elle devient elle-même une source de point chaud, au même titre que la corrosion d'une interconnexion ou qu'un arc électrique.

L'échantillon de cette étude décrit exactement votre marché. Sur 32 rapports d'expertise analysés, trois quarts des sinistres concernent le résidentiel (AQC, 2024). La puissance y est inférieure à 3 kWc dans 70 % des cas.

Le profil national confirme cette concentration. Au premier semestre 2026, les installations de moins de 9 kW représentent 78 % des nouveaux raccordements (pv magazine France, 2026). Elles ne pèsent que 8 % de la puissance ajoutée.

Quelles parades techniques, et dans quel ordre ?

L'ordre compte plus que le catalogue. Déplacer deux modules coûte zéro euro et supprime la cause ; ajouter des optimiseurs coûte cher et ne fait qu'en limiter l'effet. Commencez toujours par la géométrie.

• Supprimer l'obstacle quand c'est légalement possible : élagage, dépose d'une antenne hors service, déplacement d'un conduit de ventilation.
• Déplacer le champ de quelques rangées, ce que votre plan de calepinage permet souvent sans perdre un seul module.
• Recomposer les chaînes pour regrouper les modules ombragés sur une même chaîne plutôt que de contaminer toutes les chaînes du générateur.
• Séparer les entrées MPPT, solution gratuite si l'onduleur en possède deux et que la répartition des puissances le permet.
• Ajouter des optimiseurs ou des micro-onduleurs, en dernier recours, en acceptant le surcoût matériel et le point de maintenance supplémentaire.

Le choix d'architecture se joue au moment du dimensionnement, pas après. Notre article sur le dimensionnement de l'onduleur détaille les contraintes de tension qui encadrent ce découpage.

Comment documenter le masque dans le devis ?

L'audit QualiPV ne demande pas un rapport de simulation. Il demande que le client ait été informé (Qualit'EnR, 2016). Une page jointe au devis, datée et signée, suffit à transformer un risque d'audit en pièce de dossier.

• Le diagramme solaire du relevé, avec la date et l'heure de la mesure.
• La production estimée avec masque et la production théorique sans masque, dans la même unité.
• Les obstacles identifiés, nommés, et ceux qui sont susceptibles d'évoluer, comme un arbre en croissance.
• La parade retenue et celles que vous avez écartées, avec leur raison.

Cette pièce rejoint la logique de notre checklist des mentions obligatoires du devis : ce qui n'est pas écrit avant la signature se discute après.

Quels outils calculent réellement le masque proche ?

Peu d'outils gratuits vont au-delà de l'horizon lointain. archelios Pro Free, limité à 9 kWc, annonce un calcul automatique du masque d'horizon adossé à la base METEONORM (Trace Software, 2026). La modélisation 3D du masque proche reste, elle, dans les versions payantes.

La base météorologique évolue aussi, et la version archelios PRO 2025.1 a été publiée le 21 novembre 2025 (Trace Software, 2025). Elle passe à Meteonorm 9 et à plus de 4 000 stations d'années météorologiques types. Un même relevé peut donc donner deux résultats à un an d'écart.

Le partage des rôles entre ces outils est détaillé dans notre comparatif des modules archelios, dans notre analyse de PVsyst et dans celle d'AutoCalSol.

Les cinq erreurs de relevé les plus coûteuses

• Mesurer depuis le sol plutôt que depuis le plan des modules, ce qui surestime systématiquement la hauteur des obstacles proches.
• Oublier la croissance végétale. Un tilleul gagne plusieurs degrés de hauteur angulaire en dix ans, et la garantie de production, elle, court sur vingt-cinq ans.
• Confondre le nord magnétique de la boussole et le sud géographique du diagramme, ce qui décale tout le profil de quelques degrés.
• Relever un seul point sur un champ étendu.
• Garder le relevé dans le téléphone du technicien au lieu de le joindre au devis, ce qui annule tout le bénéfice probatoire du travail accompli.

Ces erreurs se retrouvent aussi dans la phase amont du projet, que nous traitons dans notre méthode de calepinage photovoltaïque.

Note de transparence

Trois limites méritent d'être dites. D'abord, les coefficients 3CL-DPE cités portent sur les baies d'un logement, non sur des modules photovoltaïques. Nous les présentons comme une règle de tri, jamais comme un facteur de productible.

La fiche d'autocontrôle QualiPV utilisée ici porte la référence FR-AUD-19, révision 01 de juin 2016. Une révision plus récente peut exister sans être publiée en accès libre. Enfin, aucune statistique nationale de perte moyenne par ombrage n'existe au niveau tier 1, et nous n'en inventons pas.

Questions fréquentes

Un masque de 10 % justifie-t-il des optimiseurs ?

Rarement, si la perte est diffuse sur l'ensemble du champ. Les optimiseurs se justifient quand l'ombrage frappe un petit nombre de modules identifiés, parce qu'ils évitent alors de pénaliser toute la chaîne. Une recomposition des chaînes coûte souvent moins cher.

Faut-il refuser un chantier trop ombragé ?

Pas nécessairement : sous 80 % de la production théorique sans masque, l'audit QualiPV exige seulement que le client ait été informé (Qualit'EnR, 2016). Un site médiocre annoncé comme tel reste un chantier conforme.

PVGIS suffit-il pour une pré-étude ?

Pour l'horizon lointain, oui, mais pour tout obstacle à moins de 90 mètres, non, puisque le modèle de relief ne le contient pas (JRC, 2026). Complétez par un relevé de terrain ou par une modélisation 3D.

Quelle précision attendre d'un clinomètre à fil à plomb ?

Un à deux degrés, ce qui est largement suffisant au regard des seuils utilisés. La méthode Hespul retient d'ailleurs des hauteurs entières, comme « hauteur : 16° » (Hespul, 2006). L'incertitude du relevé pèse moins que celle du gisement solaire.

Le masque doit-il figurer dans le dossier de raccordement ?

Non, aucune pièce du dossier de raccordement ne le réclame. Son public est votre client, votre assureur et l'auditeur de votre qualification, dans cet ordre.

Sources

• Qualit'EnR, fiche qualité autocontrôle QualiPV, référence FR-AUD-19 révision 01, juin 2016 : https://prive.qualit-enr.org/img/upload/0/0/18/9043_Fiche_autocontrole_qpv_bat.pdf (consulté le 2026-10-05).
• Commission européenne, JRC, PVGIS data sources and calculation methods : https://joint-research-centre.ec.europa.eu/photovoltaic-geographical-information-system-pvgis/general-information/data-sources-calculation-methods_en (consulté le 2026-10-05).
• Hespul, comment faire un relevé de masque : https://www.photovoltaique.info/media/filer_public/27/b6/27b6bfa0-d85f-4827-b976-ce0f2412f1d9/comment_faire_un_releve_de_masque.pdf (consulté le 2026-10-05).
• Ministère de la Transition écologique, annexe 1, méthode de calcul 3CL-DPE : https://rt-re-batiment.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/annexe_methode_de_calcul_3cl-dpe_v1.3.pdf (consulté le 2026-10-05).
• Agence Qualité Construction, dysfonctionnements électriques des installations photovoltaïques, décembre 2024 : https://qualiteconstruction.com/wp-content/uploads/2025/01/Etude-Dysfonctionnements-Electriques-Installations-Photovoltaiques-AQC.pdf (consulté le 2026-10-05).
• Agence Qualité Construction, page de publication de l'étude : https://qualiteconstruction.com/publication/dysfonctionnements-electriques-des-installations-photovoltaiques-points-de-vigilance/ (consulté le 2026-10-05).
• SDES, tableau de bord solaire photovoltaïque, premier trimestre 2026 : https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/tableau-de-bord-solaire-photovoltaique-premier-trimestre-2026 (consulté le 2026-10-05).
• pv magazine France, la France franchit le cap des 34 GW, 9 septembre 2026 : http://www.pv-magazine.fr/2026/09/09/la-france-franchit-le-cap-des-34-gw-de-photovoltaique/ (consulté le 2026-10-05).
• Trace Software, archelios PRO Free : https://www.trace-software.com/en/our-solutions/archelios-pro-free-free-pv-design-software/ (consulté le 2026-10-05).
• Trace Software, archelios PRO 2025.1 : https://www.trace-software.com/en/archelios-pro-a-new-version-focused-on-reliability-bankability-and-automation/ (consulté le 2026-10-05).