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En plein champ, la ressource solaire tient dans une seule série temporelle. En ville, elle devient un champ à quatre dimensions. Chaque façade et chaque toiture voit un ciel différent. Les bâtiments voisins portent leur ombre à des heures différentes. Le motif entier tourne avec les saisons. En montagne, le relief ajoute ses propres ombres portées.

Cet axe mesure ces écarts et cherche des descriptions compactes. L’analyse en composantes principales, la décomposition orthogonale aux valeurs propres et les décompositions multilinéaires d’ordre supérieur séparent les structures spatiales et temporelles du champ de rayonnement urbain. Un petit nombre de modes remplace alors une simulation complète.

Les chaînes de calcul reposent sur des outils et des données ouverts. Modèles numériques d’élévation, BD TOPO, QGIS avec le greffon UMEP, années météorologiques typiques issues de PVGIS. Nous comparons les outils de simulation d’irradiation des façades entre eux et nous les validons. Un modèle non vérifié ne sert pas à planifier.

La production photovoltaïque baisse quand la température de cellule monte. Les villes sont plus chaudes que leur périphérie. Les configurations de pose piègent la chaleur à des degrés variables. Le climat lui-même change. Chacun de ces facteurs déplace le rendement réel d’une installation.

Nous cartographions les îlots de chaleur urbains à l’échelle du territoire par apprentissage non supervisé. Nous couplons ensuite cet environnement thermique à des modèles électriques et thermiques de systèmes photovoltaïques. Genève, l’agglomération de Sydney, et les villes françaises sous scénarios de changement climatique.

En amont se trouve la physique de l’enveloppe. Une façade solaire ventilée laisse l’air chauffé monter dans le canal situé derrière elle. Le débit décide si l’enveloppe refroidit les modules ou piège la chaleur contre eux. Expériences et simulation numérique directe ont montré un résultat net. La stratification thermique de l’air ambiant modifie sensiblement le débit massique. Les modèles doivent la représenter, au lieu de la réduire à une température extérieure unique.

Des travaux connexes portent sur les conditions aux limites du photovoltaïque flottant, sur les angles d’inclinaison optimaux des centrales bifaciales en Europe, et sur l’origine de l’incertitude d’une production horaire prédite.

Le déploiement massif du photovoltaïque bute rarement sur le gisement. La ressource est abondante et la surface disponible suffit. Le blocage porte sur la décision. Quelles toitures, dans quel ordre, selon quels critères, décidés par qui.

Ces critères ne partagent aucune unité commune. Irradiation, surface utile, potentiel d’autoconsommation, complexité de la toiture, temps de retour, contraintes patrimoniales, capacité du réseau, acceptabilité sociale. Cet axe applique l’aide à la décision multicritère à ce problème. Nous recueillons ce que les acteurs valorisent. Nous agrégeons les critères d’une façon qu’ils peuvent examiner et discuter. Nous trions de grands parcs bâtis en catégories ordonnées, au lieu de produire un score unique et opaque. La méthode repose sur ELECTRE TRI. Nous l’avons appliquée au Grand Genève, soit 265 000 bâtiments, puis à des territoires français de montagne.

Planifier la suite suppose de connaître l’existant. Des réseaux de neurones convolutifs appliqués à l’imagerie aérienne détectent les installations photovoltaïques bâtiment par bâtiment sur le territoire français. Nous validons les résultats contre les données du gestionnaire de réseau. Les jeux de données, le code et un site de diffusion sont ouverts. Un cadastre ne sert à rien s’il n’atteint pas ceux qui décident.