Une installation photovoltaïque est censée produire pendant de longues années. Mais elle vieillit, et de petites pertes s'installent sans signe visible. Voici les chiffres — issus d'études sectorielles de référence et d'une base officielle française — qui mesurent l'ampleur du phénomène. Tous sont sourcés et liés à leur origine.
Les grands gestionnaires d'actifs solaires mesurent depuis des années un écart persistant entre la production attendue et la production réelle. Une partie de cet écart vient de défauts d'équipement, localisables un par un.
Sur les données 2021 corrigées de la météo, le parc solaire américain produit en moyenne sous son estimation P50 — soit plus près d'un scénario P90 que de la médiane attendue par les investisseurs.
Les installations les plus récentes ne font pas mieux : elles manquent leur estimation P50 de 7 à 13 % dès leur première année d'exploitation — une régression par rapport aux générations antérieures.
L'analyse de plusieurs dizaines de GW de centrales montre une hausse continue des pertes liées aux anomalies d'équipement : 1,61 % en 2019, 3,13 % en 2022, puis 4,47 % en 2023. Une tendance qui s'aggrave.
Rapportée à l'échelle mondiale, cette sous-performance liée aux équipements représente un manque à gagner annuel estimé à 4,6 milliards de dollars — en grande partie évitable par la détection et la correction des défauts.
La méta-analyse de référence du NREL (plus de 11 000 taux mesurés dans près de 200 études, 40 pays) établit une dégradation médiane d'environ 0,5 % par an pour le silicium cristallin — plus rapide sur les toitures et en climat chaud.
Le monitoring mesure une production globale. Il ne dit jamais quel module faiblit ni pourquoi. La dégradation normale se cumule avec des défauts ponctuels — points chauds, cellules ou modules hors service — qui, eux, ne sont pas progressifs et passent inaperçus.
« Le monitoring vous dit combien vous avez produit. Il ne vous dit jamais combien vous auriez dû produire. »
La base ARIA du BARPI (ministère de la Transition écologique) recense les accidents technologiques. Sa synthèse sur l'accidentologie des panneaux photovoltaïques aide à remettre le risque incendie à sa juste place : réel, mais rare.
Dans cette base, sur 53 événements impliquant des panneaux, les panneaux n'étaient pas à l'origine du phénomène dangereux dans 77 % des cas (41 événements sur 53) — l'incendie venait d'ailleurs et s'est propagé. Une part importante des accidents recensés concerne par ailleurs des bâtiments agricoles supportant des installations.
Quand les panneaux sont en cause, les causes relevées sont assez constantes : défaut de connexion ou de coffret électrique, échauffement d'une diode, mauvais contact, ou point d'échauffement aux fixations. Ce sont exactement les anomalies qu'une caméra thermique repère sous forme de points chauds, souvent bien avant qu'elles ne deviennent dangereuses. La thermographie n'est pas un argument anxiogène : c'est un moyen de traiter tôt un défaut qui, sinon, grandit en silence.
Ces chiffres décrivent des parcs entiers. Sur une installation donnée, ils se traduisent très concrètement : quelques modules hors service qu'on ne soupçonnait pas, un encrassement localisé, un point chaud naissant. Sur nos propres inspections dans l'Allier, il est fréquent de trouver 5 à 7 % de modules défaillants sur des toitures que l'exploitant croyait saines — y compris sur des installations récentes.
L'intérêt d'une inspection thermographique par drone n'est pas de dramatiser, mais de chiffrer : combien de modules sont concernés, où exactement, et quel manque à gagner en kWh et en euros. Le résultat tient dans un rapport conforme à la norme IEC TS 62446-3, utilisable pendant que vos garanties courent.
Les études de parc indiquent une sous-performance moyenne d'environ 8 % par rapport aux estimations P50, corrigée de la météo (kWh Analytics, données 2021). Les projets mis en service après 2015 manquent leur P50 de 7 à 13 % dès la première année. Une part de cet écart provient de défauts d'équipement localisables module par module.
Oui. La dégradation médiane des modules au silicium cristallin est d'environ 0,5 % par an d'après la méta-analyse du NREL, et elle est généralement plus rapide sur les systèmes en toiture et dans les climats chauds. À cette dégradation normale s'ajoutent des défauts ponctuels (points chauds, cellules ou modules hors service) qui, eux, ne sont pas progressifs.
Le risque existe mais reste rare. Dans la base ARIA française, sur 53 événements impliquant des panneaux, les panneaux n'étaient pas à l'origine du phénomène dans 77 % des cas. Quand ils le sont, les causes relevées sont des défauts de connexion, de coffret électrique ou des échauffements localisés — précisément le type d'anomalie qu'une caméra thermique détecte avant le sinistre.
L'onduleur mesure une production globale. Il indique qu'une baisse a lieu, mais ni quel module est en cause, ni pourquoi. La thermographie par drone descend à la cellule près et localise chaque anomalie, ce qui permet une maintenance ciblée plutôt qu'un constat global.
Les chiffres de production (kWh Analytics, Raptor Maps, NREL) proviennent d'études internationales portant principalement sur les parcs américains et mondiaux ; ils décrivent une tendance de fond du secteur, pas une mesure propre à une installation française donnée. Les chiffres de sécurité proviennent d'une base officielle française. À utiliser comme ordres de grandeur.
