Pour savoir si une centrale va bien, le réflexe est de comparer sa production à l'ensoleillement reçu. On prend l'irradiance à l'horizontale, on la multiplie par la puissance installée, et on regarde le rapport entre les deux.
Nous avons calculé ce rapport sur l'ensemble du parc que nous supervisons, mois par mois, sur treize mois. Il vaut 0,70 en janvier 2026. Il vaut 0,84 en février. Quatorze points d'écart en un mois, sur les mêmes toitures, avec les mêmes onduleurs.
Production réelle rapportée à la référence horizontale
Parc supervisé par PVReactive · août 2025 à août 2026
Rien n'avait changé. C'est la référence qui avait bougé.
Elle bouge pour deux raisons qui n'ont rien à voir avec la performance. Un plan incliné capte d'autant plus, par rapport à un plan horizontal, que le soleil est bas : ce gain change chaque mois. Et il s'effondre quand la lumière devient diffuse, c'est-à-dire quand le ciel se couvre. Un janvier gris et un février clair ne se comparent pas.
L'exploitant qui se fie à ce rapport lira une amélioration de 20 % entre juillet et février. Il lira une dégradation au printemps. Les deux sont faux, et rien dans la courbe ne le lui dira.
C'est la limite de fond d'un écran qui affiche des courbes. Une courbe dit ce qui est sorti. Elle ne dit jamais ce qui aurait dû sortir. Tant qu'aucune référence calculée ne lui fait face, le jugement repose sur l'œil de l'exploitant. Et l'œil ne tient pas à l'échelle d'un parc entier.
Ce qu'on fait à la place
On reconstruit la production attendue, heure par heure, centrale par centrale. Cinq étapes, et rien de plus mystérieux que ça.
- On prend la météo réelle de cette heure-là, à cette adresse-là : irradiance et température de l'air.
- On transpose cette irradiance sur le plan réel de chaque pan de toiture, avec son inclinaison et son azimut. Un pan sud à 17 degrés ne reçoit pas ce que reçoit un pan ouest à 30 degrés, et le rapport entre les deux change à chaque heure de l'année.
- On calcule la température des modules à partir de la température de l'air et de l'irradiance reçue. Un module chaud produit moins.
- On applique les pertes connues : 2 % de salissure, 4,5 % de pertes diverses côté courant continu, 96 % de rendement d'onduleur, 1 % de câblage alternatif, et 0,5 % de dégradation par année écoulée depuis la mise en service. Ce sont les valeurs par défaut d'un modèle public, PVWatts, publié par le laboratoire national des énergies renouvelables américain. Chacune s'affiche et se règle centrale par centrale.
- On applique le seuil de démarrage de l'onduleur et son plafond. Sous 0,5 % de la puissance crête, l'onduleur ne démarre pas. Au-dessus de sa puissance nominale, la production est écrêtée.
L'ombrage n'est donc pas un forfait. Un pan qui dispose de ce relevé applique son propre profil mensuel : ici 0,5 % de perte en rayonnement direct et 2,3 % en diffus, sur dix pans et 320 kilowatts-crête. Les pans sans relevé partent sans ombrage, et c'est l'écart constaté qui sert ensuite à le régler.
Le résultat est un nombre de kilowattheures attendus pour cette heure. On le compare au réel. L'écart entre les deux est la déviation.
Une centrale saine donne une déviation proche de zéro, pas de 80 %. Ce n'est pas un Performance Ratio, et les deux ne se mélangent jamais. Le Performance Ratio compare à un idéal de laboratoire. Le jumeau compare à ce que cette toiture-là, par cette météo-là, aurait dû faire.
L'alerte se déclenche ensuite sur des médianes : les trente derniers jours contre une fenêtre de référence prise trois mois plus tôt, avec au moins vingt jours valides de chaque côté. Trois points d'écart signalent, six points aggravent, douze points font apparaître l'alarme dans la liste de l'exploitant. Elle se referme seule quand l'écart remonte au-dessus de moins un point et demi pendant une semaine.
Trois limites, qu'il vaut mieux dire
La première. Sans plan de toiture, pas de jumeau. Le modèle a besoin de l'inclinaison et de l'azimut de chaque pan. Sans eux, il ne calcule rien. Sur notre propre parc, quinze centrales sont dans ce cas aujourd'hui, la plus ancienne depuis le 12 juillet 2025. Cela fait 6 151 journées de jumeau perdues. Aucun recalcul ne les rendra : il faut relever les pans.
La deuxième. La météo vient d'un modèle, pas d'un capteur posé sur le toit. Le 12 août dernier, pendant l'éclipse partielle, le modèle annonçait la meilleure irradiance de la semaine. Entre 20 et 21 heures, la production réelle était 33 % en dessous, et le modèle n'en savait rien. À l'échelle de la journée, l'erreur se perdait dans le bruit. À l'échelle de l'heure, elle aurait fait conclure n'importe quoi.
La troisième. Le modèle porte ses propres biais, et il faut aller les chercher. Jusqu'au 4 septembre, la position du soleil était évaluée au début de l'heure, alors que l'irradiance est une moyenne sur l'heure entière. Trente minutes de décalage. Mesuré sur quatre centrales : matins sous-estimés, soirs surestimés, un rapport après-midi sur matin bloqué à 0,88 là où il devrait valoir 1. Corrigé en intégrant la position solaire sur six pas de dix minutes. Après recalcul, ce rapport est remonté entre 1,01 et 1,05.
Ce biais a vécu des mois. Un contrôle à l'heure sur une seule journée ne le voit pas : l'alternance des écarts le masque. Il faut la médiane par heure sur une année pour qu'il apparaisse.
Ce que ça change demain matin
L'exploitant n'ouvre plus ses centrales une par une pour juger des courbes. Il trie par déviation, et il ouvre les trois qui ont bougé.
Et quand l'une a bougé, la question n'est plus de savoir si c'est normal pour la saison. La saison est déjà dans la référence. La question devient depuis quel jour. Celle-là a une réponse à la journée près.
Méthode et sources
Le rapport entre production réelle et référence horizontale est une agrégation mensuelle des relevés horaires du parc, d'août 2025 à août 2026, restreinte aux centrales disposant des deux séries le même mois. Les paramètres de pertes et les seuils d'alerte sont ceux de la configuration en service au 14 septembre 2026. La chaîne de pertes par défaut vient du modèle PVWatts, et le taux de dégradation médian de la littérature du laboratoire national des énergies renouvelables des États-Unis.
Les captures sont des écrans de production, dont les noms de centrale et de client ont été remplacés par des pseudonymes. La centrale illustrée fait 320 kilowatts-crête, porte dix pans relevés et compte 318 jours calibrés. Le nuage de points provient de l'Institut national de l'information géographique et forestière, le modèle de relief de Copernicus.