Cadastre solaire pour le Jura bernois

Prévisions météo Energies renouvelables Air et climat Géo-Informatique Genossenschaft METEOTEST Fabrikstrasse 14, CH-3012 Bern Tél. +41 (0)31 307 26 26 Fax +41 (0)31 307 26 10 office@meteotest.ch, www.meteotest.ch Berne, le 4 septembre 2013 Cadastre solaire pour le Jura bernois Rapport final Mandant: Association Régionale Jura-Bienne (ARJB) Route de Sorvilier 21 2735 Bévilard /dkl

METEOTEST 2 Le cadastre solaire est une analyse du potentiel solaire. Il est approprié pour obtenir une première valeur de référence concernant le potentiel de la production de l'énergie solaire sur un toit. La création du cadastre solaire est partiellement automatisée. Des informations erronées ne peuvent pas être exclues. Meteotest décline toute responsabilité concernant l'exactitude de l'information et les conséquences. Ce cadastre solaire ne remplace pas la consultation d'un spécialiste (photovoltaïque, solaire thermique). Version Date Document Numéro de projet 1 04.09.2013 Rapport final 13_049 Elaboration Nom Date Crée par Barbara Huguenin-Landl 30.08.2013 Contrôlé par Daniel Klauser 02.09.2013 Approuvé par Beat Schaffner 04.09.2013 Meteotest garantit à ses clients une exécution soignée et dans les règles de l'art de son mandat. Toute responsabilité, en particulier pour les dommages causés par le défaut, est exclue dans la mesure permise par la loi.

METEOTEST 3 Résumé L'Association Régionale Jura-Bienne (ARJB) a mandaté en mai 2013 FMB et Meteotest d'élaborer un cadastre solaire pour les 49 communes du Jura, avec en sus la commune d'evilard. Le cadastre solaire défini un inventaire solaire de toutes les toits de la ville et contient pour chaque toit l'exposition, l'inclination et l'irradiation ainsi que le potentiel pour la production d'énergie solaire. Le cadastre solaire est disponible comme un ensemble de données numériques vectorielles. Tableau 1: Aptitude des surfaces de toit pour la production d'énergie solaire dans le Jura bernois. Les tableaux ci-dessous présentent un résumé de l'aptitude des surfaces de toit pour l'utilisation de l'énergie solaire ainsi que d'un aperçu du potentiel photovoltaïque. Rayonnement Nombre Surface [m 2 ] Surface toits inclinées [m 2 ] Surface toits plates [m 2 ] Proportion surface total [m 2 ] très haut 12'865 1'018'836 929'845 88'991 24% haut 20'523 1'532'225 1'054'190 478'035 36% moyen 17'320 1'092'851 930'499 162'352 25% bas 11'703 631'347 582'560 48'787 15% Total 62'411 4'275'259 3'497'094 778'165 100% Tableau 2: Potentiel photovoltaïque pour le Jura bernois. Potentiel GWh/année potentiel théorique 561 potentiel technique 395 potentiel économique 265 potentiel économique en prenant en compte l'utilisation du solaire thermique, les constructions perturbant et la protection du patrimoine 242

METEOTEST 4 Index 1 Données de base... 6 1.1 Géodonnées... 6 1.2 Données de rayonnement... 6 2 Méthode... 8 2.1 Bâtiments, orientation, inclinaison... 8 2.2 Analyse de surface de toit... 8 2.3 Analyse de l'horizon... 10 2.4 Calcul du rayonnement... 10 3 Résultats d'analyse du potentiel solaire... 13 3.1 Carte de rayonnement... 13 3.2 Cadastre solaire de surfaces de toit... 13 3.3 Evaluation cadastre solaire... 15 3.4 Conversion en énergie électrique... 16 3.5 Puissance électrique installée par unité de surface... 16 3.6 Utilisation solaire thermique (capteurs solaires)... 17 3.7 Potentiel photovoltaïque et solaire thermique pour le Jura bernois... 17 Liste des Tableaux Tableau 1: Aptitude des surfaces de toit pour la production d'énergie solaire dans le Jura bernois.... 3 Tableau 2: Potentiel photovoltaïque pour le Jura bernois.... 3 Tableau 3: Comparaison du rayonnement annuelle pour différentes villes.... 11 Tableau 4: Paramètres pour les surfaces de toit.... 14 Tableau 5: Classification selon le rayonnement annuel moyen.... 14 Tableau 6: Tableau 7: Nombre de toits et distribution en toits en pente et toits plats par classe d'aptitude.... 15 Répartition des surfaces de toit dans les catégories de taille par classe.... 15 Tableau 8: Rendement du module à des conditions de test standard.... 16 Tableau 9: Efficacités typiques de panneaux solaires.... 17 Tableau 10: Rayonnement total après la classe et le type de toit.... 18

METEOTEST 5 Liste des Figures Figure 1: Figure 2: Figure 3: Image aérienne actuelle de la zone exemplaire Rue des Près à Tramelan (capture d'écran de Google Earth, 2012 Google Earth).... 8 MNS pour la zone exemplaire Rue des Près à Tramelan avec les contours de bâtiments en bleu.... 9 Résultat d'extraction des toits (chaque surface d'une couleur différente) pour la zone exemplaire Rue des Près à Tramelan.... 9 Figure 4: Calcul du rayonnement avec Meteonorm... 10 Figure 5: Figure 6: Figure 7: Figure 8: Proportion de rayonnement diffus (orange) sur le rayonnement global (totale de la barre orange + jaune) et analyse des mois individuels pour le site de Tramelan. Données: Meteonorm.... 11 Approche de l'analyse d'ombrage pour le rayonnement diffus: distribution du rayonnement (à gauche), ligne d'horizon (au milieu) et partie visible prise en compte (à droite).... 12 Rayonnement solaire global annuel [kwh/m 2 /a] pour la zone exemplaire.... 13 Cadastre solaire pour la zone exemplaire Chemin du Prés à Tramelan (capture d'écran de Google Earth, 2012 Google Earth).... 14

METEOTEST 6 1 Données de base 1.1 Géodonnées Les données LIDAR (données brutes, LBEROH) basé d'un vol du «Airborne-Laser- Scanning» effectué en printemps 2011 ont été utilisé pour déduire un modèle numérique de surface (MNS) avec une résolution de 25 x 25 cm. Il identifie les éléments visibles existants, tels que les forêts, les immeubles et autres bâtiments. Ensuite, les plans des surfaces de base de la mesure officielle étaient mis à disposition. Pour les zones non numériques les données SWISSBUILDINGS3D étaient utilisées et corrigé manuellement. Les plans des surfaces de base sont utilisés pour découper les bâtiments examinés dans le model numérique de surface. 1.2 Données de rayonnement Le rayonnement a été calculé avec le produit Meteonorm 1 de Meteotest. Meteonorm est une référence météorologique globale qui donne accès à des données météorologiques pour des applications solaires, la conception de systèmes ainsi qu'un large éventail d'autres applications partout dans le monde. De nombreuses banques de données mondiales et régionales ont été testées pour leur fiabilité et ont été réunies dans la banque de données Meteonorm. Ses sources principales sont le GEBA (Global Energy Balance Archive), les valeurs climatiques normales au cours de la période 1961 1990 de la World Meteorological Organization (WMO / OMM) et la banque de données de MétéoSuisse. En Suisse, grâce à une très grande densité de stations de mesure et à l'utilisation de données satellitaires, la qualité du résultat est particulièrement élevée. L'incertitude liée aux moyennes pluriannuelles pour les surfaces inclinées (30 degrés sud) est environ 5% pour le Jura bernois. Grâce à Meteonorm, la température, l'humidité, la vitesse du vent et les précipitations sont disponibles pour les périodes climatologiques de 1961 1990 et 2000 2009. Pour le rayonnement solaire, on dispose des périodes climatologiques de 1981 1990 et 1986 2005. Sur la base des valeurs mensuelles (données des stations de mesure, interpolation des données ou données importées), Meteonorm calcule tous les paramètres d'heure en heure en utilisant un modèle stochastique. La série chronologique résultante correspond à une «année typique» et est donc très proche de la réalité. Nous avons utilisé la version 7 de Meteonorm parue en mai 2012. Les données de rayonnement utilisées pour le cadastre solaire Jura bernois sont basées sur les valeurs moyennes des mesures effectuées entre 1986 et 2005. Il s'agit de la période continue de 20 ans de récolte de données la plus récente disponible au ni- 1 www.meteonorm.com

METEOTEST 7 veau européen. Meteonorm utilise donc cette période-là pour des raisons de comparabilité avec différents lieux en Europe.

METEOTEST 8 2 Méthode 2.1 Bâtiments, orientation, inclinaison Les étapes de travail et les résultats sont expliqués à l'aide d'une zone exemplaire dans la région Rue des Près à Tramelan (Figure 1). Figure 1: Image aérienne actuelle de la zone exemplaire Rue des Près à Tramelan (capture d'écran de Google Earth, 2012 Google Earth). Lors d'une première étape et à l'aide des plans de bâtiments, un modèle de surface (exemple voir Figure 2) est établi au moyen du MNS qui ne contient que les bâtiments en question (modèle numérique de surface des bâtiments). Cela permet de considérablement réduire le temps de calcul des étapes suivantes. Lors d'une deuxième étape, l'orientation et l'inclinaison sont calculées pour chaque point de la grille dans le modèle numérique de surface de bâtiments. 2.2 Analyse de surface de toit Le MNS est disponible sous forme d'une grille avec un maillage de 25 cm et ne contient donc aucune information sur les surfaces des toitures individuelles (pas de données vectorielles). Pour pouvoir fournir des informations sur les surfaces de toitures individuelles (orientation, pente, rayonnement), il faut que celles-ci soient tout d'abord identifiées. À cet effet, Meteotest a développé son propre logiciel reconnaissant automatiquement les surfaces des toitures individuelles pour un bâtiment sur la base des données MNS. Le résultat dépend fortement de la qualité des données MNS et de la complexité des formes des toits. Alors que les toits simples sont généralement très bien reconnus, le résultat pour des structures de toits com-

METEOTEST 9 plexes ne correspond pas toujours totalement à la réalité. La Figure 3 montre le résultat de l'extraction de toit pour la zone exemplaire Rue des Près à Tramelan. Pour les maisons mitoyennes les toitures ont été enregistrées séparément (selon le plan des bâtiments). Figure 2: MNS pour la zone exemplaire Rue des Près à Tramelan avec les contours de bâtiments en bleu. Figure 3: Résultat d'extraction des toits (chaque surface d'une couleur différente) pour la zone exemplaire Rue des Près à Tramelan.

METEOTEST 10 2.3 Analyse de l'horizon L'analyse de l'horizon a été effectuée avec une résolution horizontale de 5 degrés et verticale de 1 degré pour tous les points de la grille compris dans les surfaces de base des bâtiments. Dans un rayon de 20 m, la ligne d'horizon proche, déterminée par les obstacles avoisinants (bâtiments adjacents, arbres etc.) a été calculée sur la base d'un MNS de 20 cm. Dans un rayon de 100 m un MNS de 1 m était utilisé et dans un rayon de 1'000 m l'horizon était calculée à partir d'un MNS de 10 m. Lorsque le résultat du calcul de l'horizon présentait une valeur négative, la valeur de l'horizon a été fixée à 0. 2.4 Calcul du rayonnement Figure 4 illustre la procédure du calcul du rayonnement avec le logiciel Meteonorm façon schématique. Figure 4: Calcul du rayonnement avec Meteonorm. Pour calculer le rayonnement dans la zone concernée, on a déterminé avec le logiciel Meteonorm le rayonnement solaire global sur une surface horizontale à chaque heure d'une année typique. L'ombrage n'a pas encore été pris en compte dans ces calculs. Le Tableau 3 montre une comparaison avec des autres villes en Suisse. La proportion de rayonnement diffus sur le rayonnement global et les valeurs mensuelles de rayonnement sont représentés dans la Figure 5. La composante diffuse représente une part importante du rayonnement totale disponible.

METEOTEST 11 Tableau 3: Comparaison du rayonnement annuelle pour différentes villes. Site Berne Genève Lausanne Tramelan La Neuveville Moutier Rayonnement [kwh/m 2 /a] 1'164 1'215 1'225 1'231 1'150 1'113 Figure 5: Proportion de rayonnement diffus (orange) sur le rayonnement global (totale de la barre orange + jaune) et analyse des mois individuels pour le site de Tramelan. Données: Meteonorm. Lors d'une deuxième étape, le rayonnement a été calculé pour tous les points de la grille compris dans les surfaces de base des bâtiments en tenant compte de l'orientation, de la pente et de la ligne d'horizon. L'effet de l'horizon sur le rayonnement a été calculé pour tous les points de la grille compris dans les surfaces de base des bâtiments. Le rayonnement direct et le rayonnement diffus ont été déterminés séparément. Pour le rayonnement direct, on a établi pour chaque heure si la position du soleil était au-dessus de la ligne d'horizon du point de la grille ou non. Si le soleil était au-dessus de l'horizon, le rayonnement direct à l'heure correspondante a été pris en compte, sinon cela n'a pas été le cas. Pour le rayonnement diffus, la procédure est plus complexe. La partie reflétée du rayonnement diffus a été reprise selon ce qui avait été calculé avec Meteonorm. Pour ce qui est de la partie non reflétée du rayonnement diffus, la distribution du rayonnement diffus dans l'hémisphère du ciel a été calculée selon le modèle de Perez 2 pour chaque heure de l'année (1 degré de résolution, voir Figure 6, à gauche). Puis, on a déterminé quelles parties de l'hémisphère du ciel sont situées 2 Perez et al., All-weather model for sky luminance distribution preliminary configuration and validation. Solar Energie Vol. 50, 1993, pp. 235-245.

METEOTEST 12 au-dessus de la ligne d'horizon (Figure 6, milieu). Par la suite, seule la proportion de rayonnement diffus qui est au-dessus de la ligne d'horizon a été prise en compte (Figure 6, à droite). Figure 6: Approche de l'analyse d'ombrage pour le rayonnement diffus: distribution du rayonnement (à gauche), ligne d'horizon (au milieu) et partie visible prise en compte (à droite).

METEOTEST 13 3 Résultats d'analyse du potentiel solaire 3.1 Carte de rayonnement Le résultat primaire est une représentation du rayonnement par mètre carré sous forme de grille (voir Figure 7). Les chiffres indiquent le rayonnement solaire global annuel par mètre carré (kwh/m 2 /a). [kwh/m 2 /a] 1'400 250 Figure 7: Rayonnement solaire global annuel [kwh/m 2 /a] pour la zone exemplaire. 3.2 Cadastre solaire de surfaces de toit Dans le cadre de l'analyse des surfaces de toiture (voir alinéa 2.2), le modèle de surface des bâtiments ainsi que les valeurs d'orientation et de pente ont été homogénéisés sur les surfaces de toiture étudiées. Le cadastre solaire de surfaces de toit est calculé sur la base de ces valeurs homogénéisées. Cela garantit que l'orientation et la pente sont homogènes sur une même surface de toiture. En outre, cela permet d'éliminer un horizon éventuel en raison de la légère inhomogénéité du MNS. En dehors des surfaces de toiture, on utilise le MNS pour l'analyse de l'ombrage. Comme le calcul du cadastre solaire est limité aux domaines relevant au plan des bâtiments, les avant-toits ne sont pas pris en compte. Le résultat est un ensemble de données (feature-dataset) comprenant 62'411 surfaces de toiture (total de 4'275'259 m 2 ). Les paramètres décrits dans le Tableau 4 sont spécifiés pour chaque surface de toiture. Les données ont été transmises sous forme de fichier shape selon le modèle de données créé. Figure 8 montre un extrait du cadastre solaire.

METEOTEST 14 Tableau 4: Paramètres pour les surfaces de toit. Paramètre Unité Explication rayonnement texte voir Tableau 5 rayonnement totale [MWh/a] total du rayonnement solaire global pour la surface de toiture par année rayonnement moyen [kwh/m 2 /a] rayonnement solaire moyen par mètre carré par année pour la toiture surface [m 2 ] surface totale de la toiture orientation [degrés] -/+180 = nord, -90 = est, 0 = sud, 90 = ouest pente [degrés] 0 = plat, 90 = vertical taux de rendement électrique [kwh/a] rendement électrique recouvrable (voir section 3.4) Tableau 5: Classification selon le rayonnement annuel moyen. Rayonnement Critères très haut rayonnement moyen > 1'200 kwh/m 2 /a haut rayonnement moyen > 1'000 kwh/m 2 /a moyen rayonnement moyen > 800 kwh/m 2 /a bas rayonnement moyen < 800 kwh/m 2 /a Figure 8: Cadastre solaire pour la zone exemplaire Chemin du Prés à Tramelan (capture d'écran de Google Earth, 2012 Google Earth).

METEOTEST 15 3.3 Evaluation cadastre solaire Dans Tableau 6 les résultats principaux sont résumés. Exemple de lecture: 20'523 toitures d'un totale de 62'411 toitures ont du rayonnement solaire haut. La surface totale de toitures avec un haut rayonnement solaire est 1'532'225 m 2, ce qui correspond à 36% de la surface totale de toutes les surfaces de toiture. Environ 18% de la surface totale sont attribuable à des surfaces des toits plats (pente 5 ), souvent un rayonnement solaire élevé, parce qu'ils ont souvent un faible ombrage. Tableau 6: Nombre de toits et distribution en toits en pente et toits plats par classe d'aptitude. Rayonnement Nombre Surface [m 2 ] Surface toits en pente [m 2 ] Surface toits plats [m 2 ] Part de la surface totale [m 2 ] très haut 12'865 1'018'836 929'845 88'991 24% haut 20'523 1'532'225 1'054'190 478'035 36% moyen 17'320 1'092'851 930'499 162'352 26% bas 11'703 631'347 582'560 48'787 15% Total 62'411 4'275'259 3'497'094 778'165 100% Également d'intérêt est de savoir comment la surface des classes d'aptitudes individuelles s'est divise sur les tailles des toits différentes. Ces résultats sont présentés dans le Tableau 7. Exemple de lecture: La surface totale de les toitures entre 11 et 100 m 2 et avec du rayonnement «très haut» est 444'526 m 2. Il est démontré que la proportion de toits avec du «très haut» et «haut» rayonnement est d'une manière disproportionnée pour grandes toitures. Cela est dû à ce que les grandes toitures et surtout les très grandes toitures sont souvent des toits plats. Tableau 7: Répartition des surfaces de toit dans les catégories de taille par classe. Rayonnement 0 10 m 2 11 100 m 2 101 1000 m 2 > 1000 m 2 très haut 5'318 444'526 535'299 33'693 haut 10'208 676'082 724'781 121'154 moyen 10'263 561'176 498'049 23'363 bas 9'109 356'384 261'926 3'928 Total 34'898 2'038'168 2'020'055 182'138

METEOTEST 16 3.4 Conversion en énergie électrique Le montant recouvrable d'une unité photovoltaïque sur une surface avec un montant de rayonnement donné dépend fortement du type de module photovoltaïque (voir Tableau 8). Le rendement indiqué pour les modules est toujours basé sur des conditions de test standard (25 C température de la cellule, et rayonnement de 1000 W/m 2 ). Le degré d'efficacité dépend de la température et diminue pour les cellules en silicium cristallin par exemple avec environ 0.05% par degré (si la température augmente, le rendement diminue). Par la suite nous partions d'un degré d'efficacité moyenne du module de 15%. Un rendement de cette taille est facilement atteignable avec les cellules de silicium les plus couramment utilisés de aujourd'hui. Tableau 8: Rendement du module à des conditions de test standard 3. Matériau Rendement du module Silicium monocristallin 11% à 19.5% Silicium polycristallin 10% à 16% Silicium amorphe 3% à 7.5% Cuivre-indium-diséléniure (CIS) 7.5% à 11.5% En plus de rendement du module en outre l'efficacité du système doit être considérée (performance ratio). Le rendement du système comprend toutes les pertes dans l'installation (p.ex. ondule, dépendance de la température de rendement du module). Aujourd'hui on peut s'attendre d'une efficacité du système de 85%. En résumé ca révèle pour la conversion du rayonnement en énergie électrique un facteur de 12.75% (85%*15%). 3.5 Puissance électrique installée par unité de surface La performance des systèmes photovoltaïques est généralement exprimée en kilowatt peak [kwp]. Il s'agit de la puissance du système dans des conditions de test standard (25 C température de la cellule et intensité de rayonnement de 1000 W/m 2 ). La puissance installable par mètre carré en [kwp] est dérivée de l'efficacité du module. Si celle-ci est par exemple de 15%, une puissance de 0.15*1000 W/m 2 = 150 Wp/m 2 peut être réalisée. Pour une installation photovoltaïque fournissant une puissance de 1 kwp, une surface d'environ 7 m 2 est ainsi nécessaire. 3 Modules disponibles au marché. Source: Swisssolar/Häberlin 2010.

METEOTEST 17 3.6 Utilisation solaire thermique (capteurs solaires) Bien que les systèmes solaires thermiques aient généralement un rendement plus élevé que les systèmes photovoltaïques, le produit d'un système solaire thermique étant de l'énergie thermique, alors que le produit d'une installation photovoltaïque est de l'énergie électrique, la valeur de cette dernière est supérieure. En fonction des circonstances (par exemple système de chauffage déjà installé, besoin de chaleur, espace disponible pour le stockage de l'énergie thermique etc.) une surface de toit peut être plus avantageuse pour un système photovoltaïque ou pour un système solaire thermique (chauffage, eau chaude). Il vaut donc la peine de prendre l'avis d'un spécialiste. Le rendement réalisable lors de la conversion du rayonnement (dans le cadastre solaire donné pour chaque toiture) en énergie thermique dépend fortement de la conception du système solaire et de l'utilisation prévue. Les utilisations possibles d'un système solaire thermique sont le préchauffage de l'eau, la production d'eau chaude sanitaire et le soutien du chauffage. Le Tableau 9 montre le rendement spécifique des systèmes solaires thermiques pour ces trois types d'utilisations. L'information est basée sur des rapports d'essais de l'institut de la technologie solaire à l'école supérieure spécialisée des sciences appliquées de Rapperswil 4. Tableau 9: Efficacités typiques de panneaux solaires. Type d'utilisation Rendement Préchauffage de l'eau 50% 75% Eau chaude sanitaire 40% 60% Soutien du chauffage 25% 50% 3.7 Potentiel photovoltaïque et solaire thermique pour le Jura bernois La procédure de calcul est analogue à une étude de Meteotest préparée pour l'office fédéral de l'environnement sur le potentiel de l'énergie solaire pour l'ensemble de la Suisse 5. Pour l'utilisation du solaire thermique une surface de 2 m 2 par habitant est prévue 6, ce qui correspond à environ 104'000 m 2 pour le Jura bernois avec un nombre d'habitants de 52'000. Cela correspond à une part d'environ 4% de la 4 5 6 Les valeurs sont basées sur une simulation avec Polysun (http://www.polysun.ch ). La simulation est fonde sur une irradiation de 1 200 kwh/m 2 /a dans le plan du collecteur et une inclinaison de 45. Plus de détails sur http://www.solarenergy.ch. Stratégie de l énergie 2050: Berechnung der Energiepotenziale für Wind- und Sonnenenergie. Créé par Meteotest sur mandat du BAFU (2012). Disponible à l adresse: http://www.bafu.admin.ch/energie/index.html?lang=de Objectif de Swissolar jusqu à 2035. Disponible à l adresse : http://www.swissolar.ch/fileadmin/files/swissolar_neu/medien/2012/120125_mm_tagung_solarw% C3%A4rme_Schweiz_2012.pdf. L objectif de 2 m 2 par habitant devrait (en particulier en ce qui concerne la taille du réservoir d eau chaude) être facile à mettre en œuvre.

METEOTEST 18 surface des surfaces de toit avec du haut et très haut rayonnement (voir Tableau 6). Le rayonnement total sur toutes les surfaces de toit est, pour le Jura bernois, de 4'403 GWh/a (voir Tableau 10). Si la totalité du rayonnement peut être utilisé avec un rendement moyen de 12.75% (voir chapitre 3.4), la production résulteront est de 561 GWh/a, ce qui peut être considéré comme le potentiel théorique idéal. Tableau 10: Rayonnement total après la classe et le type de toit. Rayonnement Rayonnement totale toits inclinées [GWh/a] Rayonnement totale toits plats [GWh/a] Rayonnement totale tous les toits [GWh/a] très haut 1'202 111 1'313 haut 1'150 525 1'675 moyen 836 148 984 bas 401 31 432 Total 3'588 815 4'403 Basé sur le potentiel théorique, il doit être pris en compte qu'en raison de statique, l'espace entre les modules (toits plats), structures sur les toits, niches autour de cheminées, lucarnes, etc. seulement une partie de la surface est disponible. Nous supposons une utilisation de 50% pour les toits plats (pente 5 ) et 75% pour les toits en pente. Il en résulte une production actuelle de 395 GWh/a. Cette valeur peut être décrit comme un potentiel technique de l'utilisation du photovoltaïque de toits dans le Jura bernois. Si l'on considère uniquement les surfaces de toit avec du haute et très haute rayonnement, le potentiel annuel est 265 GWh. Cette valeur peut être décrite comme le potentiel économique. En outre, en raison des objets immobiliers protégés, on estime que le potentiel se réduit encore de 5%. Ensuite, comme mentionné, 4% de la surface de bonnes et de très bonnes toitures sont réservés pour une utilisation solaire thermique. Compte tenu de ces effets, il reste donc 91% du potentiel économique, ce qui correspond à 242 GWh/a. La proportion de ce potentiel effectivement utilisée est ensuite une question politique et juridique.