14/09/2026
Une éclipse dans les courbes de production photovoltaïque
Le 12 août 2026, l'ombre de la Lune a traversé le Groenland, l'Islande et le nord de l'Espagne. La France n'a eu droit qu'au partiel — mais un partiel très profond, et en toute fin de journée, quand le soleil rase déjà l'horizon.
Nous avons voulu savoir ce que nos données en avaient gardé. Réponse : tout, à la minute près. Voici comment, et pourquoi cette question apparemment anecdotique dit quelque chose d'utile sur la supervision photovoltaïque.
Ce que la géométrie annonçait
Pour savoir quoi chercher, il faut d'abord savoir quoi attendre. Nous avons recalculé les circonstances locales de l'éclipse à partir des éphémérides : position du Soleil et de la Lune, correction de parallaxe topocentrique, fraction du disque solaire occultée, minute par minute.
Deux contrôles avant d'y croire. Le moteur reproduit à la sixième décimale l'exemple de référence de l'ouvrage de Jean Meeus, et il retrouve la totalité à Reykjavik à 17 h 48 en temps universel, exactement là où les cartes publiées la placent.
Au-dessus de nos centrales, dans le Jura, il annonce un premier contact à 19 h 26, un maximum à 20 h 19 min 55 s avec 92,3 % du disque masqué, et une fin à 21 h 11.
Sauf que le soleil se couche à 20 h 53. La seconde moitié du phénomène se joue sous l'horizon. C'est une chance pour l'analyse : tout le signal est concentré sur une heure, sans traîne.
Ailleurs en France, l'obscuration maximale allait de 89,7 % à Strasbourg à 99,4 % à Biarritz, avec un maximum étalé de 20 h 14 à 20 h 27 selon les régions.
Le pas de cinq minutes
Nos indicateurs sont stockés à l'heure. Beaucoup trop grossier pour un phénomène d'une heure et demie.
Sauf que les centrales équipées d'onduleurs SMA conservent, dans la donnée brute que nous archivons, la série du portail au pas de cinq minutes. Vingt-deux centrales, 248 kilowatts-crête, toutes dans un rayon de trente kilomètres autour de Lons-le-Saunier. Un capteur unique, avec la même météo pour tout le monde.
Nous avons comparé leur puissance cumulée du 12 août à la moyenne des trois soirées claires voisines, les 10, 13 et 14 août.
Jusqu'à 19 h 40, les deux courbes sont confondues, à l'écart près qui sépare deux journées ordinaires : 4 à 6 %. Puis le 12 août décroche.
À 19 h 45, l'obscuration calculée vaut 28,3 % et le déficit mesuré 23,5 %. À 19 h 55 : 48,7 % contre 47,7 %. À 20 h 00 : 59,7 % contre 61,6 %.
Deux chaînes totalement indépendantes. L'une part des éphémérides, l'autre des compteurs d'énergie. Aucun calage, aucun coefficient d'ajustement entre les deux. Elles donnent la même courbe.
Pourquoi zéro, et pas huit pour cent
À partir de 70 % d'obscuration, les deux courbes divergent — et c'est là que la physique de l'installation reprend la main.
À 81,9 % d'occultation, le déficit mesuré atteint 88,7 %. À 90,8 %, il atteint 96,7 %. Et de 20 h 20 à 20 h 30, la production tombe à zéro strict, alors qu'un dixième du disque solaire brille encore.
L'explication tient à la hauteur du soleil. À 4° au-dessus de l'horizon, la masse d'air traversée est déjà de douze, et l'irradiance dans le plan des modules tourne autour de 40 W/m². En lui retirant 92 %, il reste 3 à 4 W/m² — sous le seuil de démarrage des onduleurs, qui se mettent simplement en veille.
L'éclipse n'a pas éteint le soleil. Elle a éteint les onduleurs.
Le même creux chez trois autres constructeurs
Vingt-deux centrales du même constructeur, cela peut toujours être un artefact de portail. Nous avons donc refait le calcul sur les 490 centrales disposant d'une référence exploitable, tous constructeurs confondus, au pas horaire, en construisant la production attendue à partir des deux soirées claires encadrantes, recalées par le rapport des irradiances théoriques.
Les créneaux de 17 h et 18 h, avant le premier contact, servent de témoin : ils mesurent le biais de la méthode ce jour-là. Ils donnent 1,9 % et 3,7 %.
Puis le déficit passe à 15,9 % entre 19 h et 20 h, et à 32,8 % entre 20 h et 21 h.
Par constructeur, sur le créneau de 19 h à 21 h : 25,7 % chez SolarEdge, 18,3 % chez Sungrow, 15,1 % chez FusionSolar. Contre 2 à 4 % d'écart avant l'éclipse. La bascule est la même partout.
Au total, 506 kilowattheures manquants, à rapporter aux 131,7 mégawattheures produits ce jour-là : 0,38 %. Notre modèle physique, en pondérant l'obscuration par un ciel clair sur toute la journée, prédisait 0,38 %. Les deux chiffres tombent l'un sur l'autre par deux chemins qui ne se parlent pas.
Et malgré l'éclipse, le 12 août reste la meilleure journée de la semaine.
Ce que notre système n'a pas vu
Deuxième question, plus utile que la première : qu'est-ce que notre propre supervision a fait de cet événement ?
Rien. Et c'est la bonne réponse. Le 12 août n'a produit qu'une seule alarme de station muette, le plus bas de la semaine, et 90 détections de chute soudaine, contre 146 le 10 août. Aucune vague de faux positifs.
Le garde-fou qui a joué tient en une règle : il faut quatre heures diurnes consécutives sans production pour qu'une installation soit déclarée muette. L'éclipse n'en a noirci qu'une.
En revanche, il y a un angle mort à connaître.
Les modèles météorologiques qui servent à calculer la production attendue sont aveugles aux éclipses. Le 12 août au soir, le nôtre annonçait la meilleure irradiance de la semaine : 504 W/m² de rayonnement direct normal à 19 h, 145 à 20 h, les meilleures valeurs des sept jours.
Autrement dit, le Performance Ratio horaire du 12 août entre 19 h et 21 h est faux, et un jumeau numérique y lit une déviation qui n'existe pas.
À l'échelle de la journée, 0,38 % se perd dans le bruit et personne ne le remarquera. À l'échelle de l'heure, l'écart est de 33 %. N'importe quelle analyse fine qui tomberait sur ce créneau — investigation de chaîne de modules, comparaison d'onduleurs, calibrage — repartirait sur une base fausse.
Rendez-vous le 2 août 2027
Celle du 12 août 2026 était spectaculaire au ciel et anecdotique au compteur, parce qu'elle est tombée au moment de la journée où il ne reste presque plus rien à produire. La suivante ne fera pas ce cadeau.
Le 2 août 2027, le maximum tombe vers 11 h du matin, avec un soleil à 46° au-dessus de l'horizon. L'obscuration atteindra 58 % au-dessus du Jura, 62,5 % à Lyon, 72 % à Marseille et à Toulouse, 75,7 % à Perpignan. Le phénomène s'étalera de 10 h à 12 h 12.
Moins d'obscuration qu'en 2026, mais en plein régime de production. Le même calcul de pondération donne 6,3 % de l'énergie de la journée, soit environ 8 mégawattheures sur le parc que nous supervisons aujourd'hui. Vingt fois le 12 août, et cette fois parfaitement visible dans le bilan journalier.
Il y a donc un an pour décider quoi en faire : neutraliser la journée dans les calculs de performance, ou l'annoter et l'expliquer. La seconde option est plus intéressante. C'est un jour où la supervision peut montrer qu'elle sait distinguer un phénomène céleste d'une panne.
Pour mémoire, l'éclipse annulaire du 26 janvier 2028 atteindra 82 % dans le sud de la France, mais à 17 h 55, soleil déjà couché presque partout. Effet nul sur la production. À noter pour ne pas s'en inquiéter, pas pour s'en occuper.
Méthode et limites
Les positions lunaires proviennent des séries de Jean Meeus, tables complètes, la position solaire du même ouvrage, et la géométrie est calculée en coordonnées rectangulaires équatoriales topocentriques. Contrôle croisé sur l'exemple de référence de l'auteur et sur la trajectoire de totalité publiée.
Les données de production sont lues sur nos indicateurs horaires, convention début de période, heure locale. Le pas de cinq minutes vient de la donnée brute des centrales SMA, dont l'unité, des watts moyens sur l'intervalle, a été vérifiée en recoupant la somme des douze échantillons avec la valeur horaire.
Deux limites qu'il faut poser.
L'obscuration variait de 89,7 % à 99,4 % selon les régions. Si notre parc était étalé sur toute la France, nous pourrions vérifier que la profondeur du creux suit ce dégradé. Il ne l'est pas : 621 de nos 629 centrales sont en Franche-Comté et en Bourgogne. Ce test-là attendra.
Enfin, aucun tarif d'achat n'est renseigné dans nos bases pour l'instant. À 0,10 ou 0,13 euro le kilowattheure, les 506 kilowattheures manquants valent 50 à 65 euros pour l'ensemble du parc. L'ordre de grandeur d'un plein d'essence.
C'est finalement tout le métier : savoir distinguer ce qui est une panne de ce qui n'en est pas une. Une éclipse est un cas facile. On la voit venir, on la calcule, on l'explique. La plupart des pertes de production ne préviennent pas.
