Pablo Caballero
Aug 10, 2026
Cet été, les incendies de forêt et les vagues de chaleur touchent de vastes régions d’Europe. Au-delà de leurs répercussions bien connues sur la nature et le bien-être humain, les anomalies météorologiques et les événements extrêmes remettent constamment en question les résultats des rapports de performance réguliers concernant les installations photovoltaïques à travers le monde.
De plus, une éclipse solaire totale, qui doit avoir lieu dans quelques jours à peine, mérite également notre attention : la phase de totalité traversera le Groenland, effleurera une petite partie de l’Islande, puis traversera le nord de l’Espagne continentale jusqu’aux îles Baléares.
Des tendances de températures inhabituellement élevées touchent plusieurs pays d’Europe cet été. L’effet de la température sur les cellules photovoltaïques est bien connu : les modules en silicium cristallin perdent un certain pourcentage de rendement par degré de température de cellule au-delà de 25 °C. Outre la température de l’air, la vitesse du vent et le rayonnement solaire sont les principaux facteurs influençant le rendement de conversion énergétique des cellules.
Les températures élevées affectent également les performances des centrales au-delà du simple rendement des cellules. Les onduleurs réduisent leur puissance de sortie lorsque les températures internes ou ambiantes dépassent les seuils de sécurité, un processus appelé « déclassement thermique ». Parallèlement, les pertes au niveau des transformateurs et des câbles augmentent également avec la chaleur.
Fig. 1. Pour un site d’étude situé près de Soria, en Espagne, la température maximale quotidienne de l’air à 2 m a atteint 37,5 °C à 15 h UTC le 22 juillet 2026, selon le modèle ERA5, atteignant ainsi le maximum absolu enregistré par ce modèle. Les trois vagues de chaleur qui ont frappé l’Espagne au cours du mois de juillet sont également visibles sur le graphique mensuel. Selon l’Agence météorologique espagnole (AEMET), une « vague de chaleur » est définie comme un épisode d’au moins trois jours consécutifs au cours desquels au moins 10 % des stations considérées enregistrent des températures maximales supérieures au 95e centile de leur série de températures maximales quotidiennes pour les mois de juillet et août sur la période de référence 1971-2000. Source : Solargis Livemaps.
Le mois de juillet 2026 a été marqué par deux des plus grands incendies jamais enregistrés en Espagne : l’un, qui s’est déclaré le 16 juillet près de La Mierla (Guadalajara), a brûlé environ 30 000 ha, et l’autre, qui s’est déclaré le 22 juillet près de Burgohondo (Ávila), s’est propagé jusqu’à Madrid et Tolède et a brûlé environ 50 000 ha. Un autre incendie de forêt près de Bordeaux, en France, qui a ravagé plus de 70 000 ha, a été le plus important que le pays ait connu depuis 1949.
Pour une plante exposée à la fumée, ce qui importe, c’est la quantité de fumée qui est passée au-dessus d’elle, même si l’incendie lui-même était lointain. La fumée se propage, et son effet sur l’irradiance incidente peut être suivi grâce à la profondeur optique des aérosols (AOD).
Cet effet est clairement visible en examinant le DNIc, c'est-à-dire l'irradiance normale directe par temps dégagé (l'une des données standard fournies par les modèles d'irradiance solaire). Une augmentation de l'AOD se traduit généralement par une baisse du DNIc, même en l'absence totale de couverture nuageuse.
Le dépôt de cendres ajoute un deuxième effet en augmentant les pertes dues à l’encrassement. Les pyranomètres installés sur site dans les centrales photovoltaïques sont également affectés par l’encrassement, ce qui rend plus difficile l’identification des baisses de rendement qui en résultent.
Fig. 2. Pour le site d’échantillonnage situé près de Soria, en Espagne, l’AOD à 670 nm a dépassé 0,5 le même jour (22 juillet 2026 à 15 h UTC), selon le modèle CAMS. La série de données DNIc du mois de juillet montre également une baisse notable ce jour-là. Bien que la présence d’aérosols provenant des déserts du Sahara puisse être assez courante en Europe du Sud pendant l’été, la carte de l’AOD pour le site d’échantillonnage ce jour-là montre un panache très localisé recouvrant la zone environnante, très probablement lié à l’incendie de forêt en cours à Guadalajara. Source : Solargis Livemaps.
Dans la soirée du mercredi 12 août, une éclipse totale traversera l’hémisphère nord. Cet événement revêtira une importance particulière pour les centrales photovoltaïques en Espagne, où la part de l’énergie solaire dans le réseau est élevée : la bande de totalité traversera le pays de la Galice aux Baléares, avec une totalité prévue entre 20 h 27 et 20 h 33. Ce sera la première éclipse totale visible depuis l’Espagne continentale depuis 1905. D’autres centrales photovoltaïques à travers l’Europe remarqueront également cet événement, qui se présentera sous la forme d’une éclipse partielle.
Pendant l’éclipse, l’irradiance diminue progressivement puis remonte de manière symétrique. Son ampleur et sa forme peuvent être calculées plusieurs années à l’avance. Cela dit, dans le cas du 12 août, la perte d’énergie en jeu est relativement faible, car la phase de totalité coïncidera avec un moment où le soleil sera proche du coucher, alors que la production est déjà faible. Il convient néanmoins d’en tenir compte, afin que cette baisse soit correctement prise en compte et ne soit pas confondue avec un problème d’exploitation ou attribuée à d’autres facteurs liés aux ressources dans le calcul des pertes.
Fig. 3. Zones de la Terre d’où l’éclipse du 12 août 2026 sera visible. La région en clair correspond à la visibilité de l’éclipse partielle, tandis que la bande sombre indique les zones où l’éclipse sera totale (le site d’échantillonnage précédent situé à Soria et présenté dans cet article se trouve également sous cette bande). Source : Institut géographique espagnol (IGN).
Fig. 4. Cas de référence : irradiance GHI lors de l’éclipse solaire totale du 8 avril 2024 en Amérique du Nord, près de Dallas, aux États-Unis. On observe sur la carte une tache ronde causée par l’éclipse. Si l’on examine les séries mensuelles de l’IRGc, une baisse de forme similaire est attendue le 12 août 2026, bien qu’elle se produise vers le coucher du soleil et ait un impact moindre sur l’irradiance totale. Source : Solargis Livemaps.
Chaque rapport mensuel de performance photovoltaïque commence par la même comparaison : la production mesurée par rapport à la production attendue. Lorsque les deux sont étroitement alignées, aucune question n’est posée. Mais lorsqu’il y a un écart, il y a aussi une « histoire » derrière qui doit être élucidée.
Dans la pratique, la « production attendue » revêt deux significations différentes selon la référence utilisée pour définir ces attentes.
Les gestionnaires d’actifs doivent examiner de plus près le rendement attendu pour la période de référence spécifique. Ils doivent recalculer la production attendue en utilisant l’irradiance réelle, les aérosols, la température et le vent enregistrés ce mois-là. Leur question clé est la suivante : compte tenu des conditions réelles, la centrale fonctionne-t-elle comme elle le devrait ? Parfois, d’autres questions s’ensuivent : les capteurs sur site suivent-ils correctement les tendances météorologiques réelles, ou ont-ils besoin d’être nettoyés, étalonnés, etc. ?
Les propriétaires et les investisseurs, quant à eux, ont à l’esprit les chiffres du rapport de rendement : le P50 à long terme établi lors de la clôture financière. Leur question principale est la suivante : sommes-nous dans les limites du budget pour l’année ? Cela soulève également une autre question : devons-nous réévaluer nos prévisions à long terme en fonction des données actualisées sur les ressources solaires ?
En effet, chaque rapport de performance régulier est l’occasion de mettre à jour le modèle numérique de la centrale photovoltaïque et de combler l’écart entre la conception et la réalité. Étant donné qu’une comparaison utile n’est possible que lorsque le modèle de la centrale photovoltaïque reflète ses conditions réelles, le fait de relancer les simulations apporte des informations précieuses pour les futurs rapports. En pratique, relancer les simulations signifie mettre à jour les deux principaux volets des données d’entrée du logiciel photovoltaïque :
Bien que les vagues de chaleur, les feux de forêt et les éclipses soient des événements de nature différente, ils se répercutent de la même manière sur le rapport : chacun peut constituer « l’explication » d’un écart entre la production mesurée et la production attendue.
Pour évaluer leur influence, ces écarts doivent être analysés en séparant la partie liée aux ressources de celles liées au réseau et à la centrale. Pour les événements décrits dans cet article qui se produisent cet été en Europe, cela implique de s’appuyer au moins sur les références supplémentaires suivantes :
Pour répondre à ce besoin de données, il est important de se tourner vers les bonnes sources. Une simulation reposant sur les capteurs de la centrale elle-même n’est crédible que dans la mesure où ces capteurs le sont, et c’est précisément lors d’événements extrêmes comme ceux-ci que leur fiabilité est la plus remise en question : un pyranomètre encrassé ou une station météorologique soumise à un stress thermique ne constitue jamais à lui seul une référence fiable.
Les modèles d’irradiance par satellite et les produits météorologiques de réanalyse de Solargis résolvent ce problème de par leur conception : ils proviennent d’une source indépendante et fournissent systématiquement les mêmes chiffres. Ils sont mis à jour en continu grâce à de nouvelles données, ce qui permet un suivi régulier des indicateurs clés. Bien que leur résolution soit moins fine que celle d’un capteur ponctuel, ils permettent de saisir de manière fiable la tendance : la courbe quotidienne d’une vague de chaleur, la hausse et la baisse de l’AOD, ou encore le moment et l’intensité d’une éclipse.
La plupart des centrales photovoltaïques sont conçues pour résister aux futures vagues de chaleur, aux incendies de forêt et aux éclipses. La véritable question est de savoir si les rapports établis à la suite de tels événements permettent aux parties prenantes de comprendre ce qui s’est réellement passé et ce à quoi elles doivent s’attendre désormais.
