Pourquoi une centrale perd de la production sans que personne ne le voie
Une cellule qui ne convertit plus la lumière en courant la transforme en chaleur. Sur la supervision, cette perte reste noyée dans la production de l'onduleur. Sur une image thermique, elle ressort nettement.
Le phénomène progresse. Raptor Maps, société américaine qui analyse des inspections de centrales dans le monde entier, a publié ses chiffres en février 2026. Sur les sites qu'elle suit, les pannes d'équipement ont coûté 5,08 % de la puissance en 2025, contre 2,36 % en 2021. Premier poste : les défauts de chaînes, près de 27 % de ces pertes. Une chaîne est une série de modules branchés les uns derrière les autres jusqu'à l'onduleur.
Chez nous, le parc est important. Fin juin 2026, l'Occitanie comptait environ 5 500 MW de photovoltaïque raccordé, au deuxième rang des régions derrière la Nouvelle-Aquitaine. Dans l'Hérault et l'Aude, ces panneaux couvrent aussi bien des centrales au sol que des hangars agricoles et des toitures d'entreprises.
Comment chaque défaut apparaît en image thermique
Les inspections sérieuses suivent la méthode de l'IEC TS 62446-3, la spécification internationale publiée en 2017 pour la thermographie des installations photovoltaïques en fonctionnement. Elle demande de classer chaque anomalie selon sa gravité et d'associer une action à chacune. Le tableau résume les signatures les plus fréquentes.
| Défaut | Ce que montre la caméra | Échauffement | Effet sur la production |
|---|---|---|---|
| Point chaud sur une cellule | Une cellule isolée plus chaude que ses voisines | Net et localisé. Au-delà de 20 °C d'écart, le défaut est jugé critique | Souvent faible, mais la cellule et les matériaux autour se dégradent |
| Diode by-pass en service | Un tiers du module plus chaud, de façon régulière | Faible, quelques degrés | Environ un tiers du module perdu |
| Module déconnecté | Tout le module plus chaud, sans motif | Faible, sur toute la surface | Le module ne produit plus |
| Chaîne ouverte | Une série de modules voisins, tous un peu plus chauds | Faible, identique sur chaque module | Toute la chaîne est perdue |
| PID (dégradation induite par la tension) | Cellules chaudes en damier ou le long du cadre bas, sur les modules proches du pôle négatif de la chaîne | Faible au début, s'aggrave avec le temps | Perte progressive, parfois lourde, sur plusieurs modules |
| Salissure, ombre, végétation | Tache chaude sous une fiente, une feuille ou une herbe haute, visible aussi sur la photo | De quelques degrés à un point chaud marqué | Variable, disparaît souvent après nettoyage |
Certaines signatures se ressemblent. Une sous-chaîne en court-circuit peut évoquer du PID ou des cellules cassées. Nous prenons donc une photo visible de chaque anomalie en même temps que l'image thermique. Une fiente ou une herbe haute se reconnaît alors tout de suite.
Quand la mesure thermique est-elle fiable ?
Les écarts de température viennent du courant qui traverse les cellules, donc du soleil. Une image prise au mauvais moment ne montre rien, ou montre de faux défauts. La méthode IEC TS 62446-3 fixe donc des conditions.
L'irradiance, c'est-à-dire la puissance du soleil reçue par les panneaux, doit atteindre au moins 600 W/m² dans le plan des modules. Le vent ne doit pas dépasser la force 4 Beaufort, soit 28 km/h, car il refroidit les modules et masque les défauts. Pas plus de deux huitièmes du ciel ne doivent être couverts de cumulus, qui se reflètent sur le verre.
Un module met 5 à 15 minutes à retrouver une température stable quand l'ensoleillement change. Après un passage nuageux, nous attendons avant de reprendre les images.
L'installation doit tourner normalement : ce sont les modules en production qui font ressortir ceux qui ne produisent pas. Des panneaux propres facilitent la lecture, un nettoyage préalable est donc conseillé quand ils sont très sales.
Nous volons en milieu de journée, par ciel dégagé. Dans l'Hérault, le soleil est au plus haut entre 13 h 30 et 14 h en heure d'été. La tramontane et le vent marin obligent à suivre la météo de près. Quand le vent dépasse le seuil, nous reportons le vol.
Reste la résolution. La méthode demande au plus 3 cm de module par pixel thermique, soit environ 5 × 5 pixels sur une cellule standard. C'est ce qui fixe la hauteur de vol. Avec la caméra thermique du DJI Matrice 4T, ce niveau de détail s'obtient vers 30 m. La caméra vise les modules au plus près de la perpendiculaire, car un verre vu en biais renvoie davantage de reflets et fausse la mesure.
Tous les combien faut-il contrôler ?
La méthode IEC TS 62446-3 retient un cycle de quatre ans entre deux inspections. Le rapport doit préciser s'il faut revenir plus tôt. Quatre ans, c'est long quand une chaîne déconnectée ne produit plus rien.
Nous conseillons de caler les contrôles sur la vie de l'installation. Une première thermographie à la mise en service sert d'état de référence. Une autre avant la fin des garanties des modules permet de faire valoir un défaut à temps. Entre les deux, un passage se justifie après un épisode de grêle, ou quand la production baisse sans explication.
Que doit indiquer un rapport de thermographie ?
La méthode liste ce que le rapport doit contenir. C'est une bonne grille pour juger celui qu'on vous remet. Il indique qui a fait la mesure, avec quelle caméra, à quelle date et à quelle heure. Les conditions y figurent aussi : température de l'air, vent, nuages et irradiance, avec des photos de l'état de propreté des modules.
Chaque anomalie doit être localisée d'au moins deux façons, par exemple la rangée et la colonne, et un repère sur le plan de l'installation. Le rapport se termine par les actions recommandées selon la gravité.
Nos rapports reprennent ces éléments. Ils ajoutent pour chaque module une fiche avec la photo visible, l'image thermique, les températures, la cause probable et l'action conseillée. Une orthophoto visible et une orthophoto thermique de tout le champ servent de plan, sur le principe décrit dans notre guide des livrables de photogrammétrie. Le détail est sur la page rapport d'inspection.
Après la thermographie, par où commencer ?
Un rapport qui liste 200 anomalies peut décourager. Il se lit dans un ordre précis.
Mettre en sécurité
Les défauts critiques, comme une cellule très au-dessus de ses voisines ou une connexion qui chauffe, se traitent en premier, installation coupée sur la partie concernée.
Rebrancher les chaînes
Fusibles, connecteurs, câbles et entrées d'onduleur. La plus grosse perte se cache souvent là, et la réparation est simple.
Confirmer les cas douteux
Courbe courant-tension ou électroluminescence sur les modules suspects de PID ou de cellules cassées, puis dossier de garantie si besoin.
Entretenir et recontrôler
Nettoyage, débroussaillage, puis une nouvelle thermographie pour vérifier que les défauts ont disparu.
Combien coûte un défaut qu'on laisse filer ?
Tout dépend du défaut. Sur un module courant à trois diodes, une diode by-pass en service coupe environ un tiers de la production du module. Une chaîne ouverte fait perdre tous les modules de la série. Un point chaud isolé coûte peu en production, mais il use la cellule et peut, à terme, abîmer le module.
Notre thermographie de juillet 2026 sur une centrale de 300 kWc dans l'Hérault le montre bien. Sur 510 modules, 276 étaient en anomalie, dont 27 critiques. Le logiciel d'analyse a estimé la production perdue à près de 12 000 € par an. Presque toute cette somme venait des chaînes ouvertes, qui concernaient 222 modules. Les 18 points chauds ne pesaient qu'une soixantaine d'euros par an, mais l'un d'eux atteignait 125,8 °C.
Sur ce site, la perte lourde venait donc de défauts simples et regroupés, qu'un seul vol a suffi à localiser. Le prix d'une thermographie dépend de la puissance, de l'accès au site et du rapport attendu. Les éléments qui le font varier sont sur la page tarifs, et le déroulé de notre intervention sur la page thermographie de panneaux solaires.
Vos questions sur la thermographie d'une centrale
Faut-il couper l'installation pendant le vol ?
Non, au contraire. La mesure se fait en pleine production, car c'est le courant qui fait chauffer les cellules en défaut. Un interlocuteur du site nous présente les consignes de sécurité et peut suivre les onduleurs pendant le vol.
Peut-on faire la thermographie en hiver ?
Oui, les jours de ciel bien dégagé, dès que l'irradiance atteint 600 W/m² dans le plan des modules. Ce sont l'ensoleillement, le vent et les nuages qui décident du jour de vol, pas la saison.
Le drone remplace-t-il les mesures électriques ?
Il les cible. Le vol couvre tout le champ en peu de temps et désigne les modules et les chaînes en cause. Les mesures électriques se font ensuite sur ces seuls points, sans tester la centrale chaîne par chaîne.
Intervenez-vous sur les toitures photovoltaïques ?
Oui, sur les hangars, les bâtiments agricoles, les ombrières et les toitures industrielles. Personne ne monte sur le toit. En agglomération, nous prenons en charge la déclaration préfectorale, à anticiper de 10 jours ouvrables.
Altiscan Drone est basé à Caux et contrôle les installations photovoltaïques dans l'Hérault et l'Aude, de Béziers à Narbonne.
Article mis à jour le 24 septembre 2026. Sources : IEC TS 62446-3:2017 (conditions de mesure, contenu du rapport, cycle d'inspection) ; IEA PVPS, rapports T13-10:2018 et T13-30:2025 (signatures des défauts) ; Buerhop et al., Progress in Energy, 2022 (résolution) ; Raptor Maps, rapport mondial 2026, cité par PV Tech ; ministère de la Transition écologique (SDES), tableau de bord photovoltaïque du 2e trimestre 2026.