L'essentiel en bref
- Les 14 % de pertes appliqués par défaut dans PVGIS incluent déjà la dégradation sur la durée de vie (JRC, 2025).
- Ajouter un ratio de performance par-dessus revient donc à compter deux fois les mêmes pertes.
- Un ratio de performance sain se situe entre 80 et 90 %, pour une incertitude d'environ 10 % (INES, 2026).
- Depuis le 5 juin 2026, le surplus est racheté à 1,1 c€/kWh : la répartition horaire compte désormais plus que le total annuel.
Que calcule-t-on exactement quand on annonce une production ?
Une production annoncée est une énergie annuelle estimée, exprimée en kilowattheures, pour une puissance crête donnée et un site donné. Elle n'est ni une mesure ni une garantie. L'INES situe l'incertitude raisonnable autour de 10 % de la valeur calculée (INES, 2026).
Trois grandeurs se confondent souvent dans les échanges avec les clients. Le gisement solaire décrit ce que le site reçoit. Le productible décrit ce qu'une installation de référence en tirerait. La production estimée décrit ce que votre installation, avec ses pertes propres, devrait délivrer.
Confondre les trois produit des écarts de plusieurs centaines de kilowattheures. C'est la première cause de litige en exploitation, avant même les questions de matériel.
La distinction se joue aussi en amont, au moment de fixer la puissance à poser. Notre guide de dimensionnement d'une installation photovoltaïque part du besoin pour arriver à des kilowatts-crête. Le présent article fait le chemin inverse et part des kilowatts-crête pour arriver à des kilowattheures.
Le vocabulaire à tenir devant le client
Parlez de production estimée, jamais de production garantie. Donnez une fourchette plutôt qu'une valeur unique. Indiquez l'année de référence des données de rayonnement. Ces trois réflexes coûtent une phrase et évitent une contestation.
La formule des trois facteurs, et pourquoi elle dérive
La production estimée se calcule en multipliant l'irradiation reçue dans le plan des modules par la puissance crête installée, puis par un ratio de performance. La formule tient en une ligne. Sa fragilité tient entièrement aux deux derniers termes.
La puissance crête est mesurée dans des conditions normalisées, à 1 000 W/m² et 25 °C de température de cellule. Une toiture française en juillet ne ressemble à ces conditions à aucun moment de la journée.
Le ratio de performance concentre donc tout ce que la formule ne dit pas : température, câblage, onduleur, salissures, dispersion entre modules, indisponibilités. C'est un fourre-tout utile, à condition de savoir ce qu'on y a mis.
Où trouver le gisement solaire de votre site ?
PVGIS, publié par le Centre commun de recherche de la Commission européenne, reste la référence gratuite en Europe. Sa version 5.3, parue en septembre 2024, repose sur le jeu satellitaire SARAH-3 et sur ERA5-Land, avec des données prolongées jusqu'en 2023 (JRC, 2024).
La résolution spatiale mérite votre attention. SARAH-3 travaille à 0,05°, soit environ 5 km, et ERA5 à 0,25°, soit environ 25 km (JRC, 2025). Sur un fond de vallée ou un littoral, la maille lisse des contrastes bien réels.
Le passage de la version 5.2 à la version 5.3 n'a pas bouleversé les valeurs. Sur seize stations de référence, le JRC relève une différence moyenne de 0,13 % et une dispersion en baisse de 0,29 % (JRC, 2024). Autrement dit, changer de version ne sauvera pas une estimation mal posée.
Pour la France, HESPUL publie une carte de productible mensuel couvrant la métropole, mise à jour au fil des mois (photovoltaique.info, 2026). Elle sert utilement de contrôle de cohérence sur une estimation ponctuelle.
Un réflexe simple évite les erreurs grossières de saisie. Avant d'ouvrir le moindre outil, situez votre chantier par rapport aux régions les plus rentables pour le photovoltaïque. Si le résultat simulé s'écarte nettement de cet ordre de grandeur, cherchez l'erreur dans les paramètres avant d'accuser les données.
Que contiennent les 14 % de pertes par défaut de PVGIS ?
PVGIS applique par défaut 14 % de pertes système aux installations raccordées au réseau. Le manuel précise que ce chiffre couvre les câbles, l'onduleur, les salissures et la neige, ainsi que la dégradation des modules sur la durée de vie (JRC, 2025).
Cette dernière mention est la plus lourde de conséquences, et la plus ignorée. Les 14 % ne décrivent pas l'année 1 de l'installation. Ils décrivent une moyenne sur la vie du système, dégradation comprise.
Deux erreurs en découlent directement. La première consiste à considérer ces 14 % comme un ratio de performance et à en appliquer un second par-dessus. La seconde consiste à retrancher encore quelques points de dégradation annuelle, déjà compris dans le chiffre.
L'effet de la température se calcule à part
PVGIS traite séparément la dépendance à la température selon la technologie choisie. Quand les coefficients d'une technologie ne sont pas disponibles, le manuel retient une perte générique de 8 % liée à la température, jugée raisonnable en climat tempéré.
Un piège spécifique guette l'onglet site isolé. PVGIS y impose un ratio de performance fixe de 0,67 pour l'ensemble du système, batterie et onduleur compris, valeur que le manuel qualifie lui-même de conservatrice. L'employer pour un projet raccordé au réseau fausse lourdement le résultat.
Comment construire un budget de pertes défendable ?
Un budget de pertes défendable ne mélange pas les valeurs publiées et les hypothèses maison. Le tableau ci-dessous ne retient que des valeurs sourcées, et signale explicitement ce qu'aucun outil gratuit ne modélise.
| Élément | Valeur de référence | Source |
| Pertes système par défaut, câbles, onduleur, salissures, dégradation | 14 % | JRC, manuel PVGIS 5 |
| Perte liée à la température, technologie non renseignée | 8 % | JRC, manuel PVGIS 5 |
| Ratio de performance d'une installation saine | 80 à 90 % | INES, FAQ AutoCalSol |
| Ratio de performance imposé en site isolé par PVGIS | 0,67 | JRC, manuel PVGIS 5 |
| Ombrage proche, arbres, cheminées, bâtiments voisins | Non modélisé | JRC et INES |
| Modules bifaciaux | Non modélisés par PVGIS | JRC, manuel PVGIS 5 |
| Incertitude globale sur la production calculée | Environ 10 % | INES, FAQ AutoCalSol |
Les deux lignes marquées « non modélisé » sont celles qui font les mauvaises surprises. Elles ne relèvent pas du calcul mais du relevé de terrain, et vous seul pouvez les documenter. Une photographie du masque proche, prise depuis la future position des modules, vaut mieux qu'un pourcentage forfaitaire.
Quel ratio de performance retenir en 2026 ?
L'INES situe entre 80 et 90 % la plage traduisant une installation qui fonctionne correctement (INES, 2026). Retenir 90 % par confort commercial revient à promettre 12,5 % de plus qu'à 80 %, soit 750 kWh sur une installation de 6 kWc produisant 6 000 kWh.
La bonne pratique consiste à justifier votre valeur plutôt qu'à la choisir. Une toiture sud sans masque, avec un onduleur récent et des câbles correctement dimensionnés, se défend dans le haut de la plage. Notre méthode de dimensionnement des câbles photovoltaïques montre à quel point ce dernier poste se maîtrise.
À l'inverse, une couverture est-ouest, une toiture arborée ou un local technique surchauffé justifient le bas de la plage. Écrivez la raison dans votre note de calcul. Elle vous servira le jour où la production réelle sera discutée.
Pourquoi la répartition compte-t-elle plus que le total annuel ?
Depuis l'arrêté du 1er juin 2026, le surplus est racheté à 1,1 c€/kWh pour les installations jusqu'à 100 kWc, sur les demandes complètes déposées à partir du 5 juin 2026 (photovoltaique.info, 2026). Un kilowattheure injecté ne finance plus rien.
La conséquence est directe pour votre note de calcul. Deux installations produisant 6 000 kWh par an n'ont pas la même valeur si l'une en autoconsomme 30 % et l'autre 50 %. L'ADEME retient 35 % comme taux de référence en résidentiel (ADEME, 2025).
Le même avis chiffre l'arbitrage d'orientation. Répartir les modules entre sud, est et ouest coûte environ 10 % de production annuelle et rapporte environ 6 points d'autoconsommation. Le total baisse, la valeur monte.
Le stockage produit le même effet, avec une économie différente. Il ne crée aucun kilowattheure supplémentaire, il en déplace. Notre calcul de la rentabilité de la batterie solaire chiffre ce déplacement dans le contexte tarifaire actuel.
Le profil de consommation devient un paramètre technique
Enedis construit ses profils comme des jeux de coefficients au pas demi-horaire, destinés à refléter un client « moyen » de la catégorie (Enedis, 2024). Ils décrivent un groupe, pas un foyer.
Dès qu'un projet comporte une voiture électrique, une pompe à chaleur ou un ballon piloté, le profil standard décroche. Le passage à la courbe de charge réelle change alors davantage le résultat qu'un gain de rendement sur les modules.
Cinq erreurs qui font dériver une note de calcul
- Compter deux fois les pertes. Les 14 % de PVGIS ne s'additionnent pas à un ratio de performance choisi par ailleurs.
- Oublier le masque proche. Aucun outil gratuit ne modélise un arbre ou une cheminée. Ce relevé vous appartient.
- Reprendre le ratio de performance d'un autre chantier. Une valeur héritée d'une toiture sud ne vaut rien sur une toiture est-ouest ombragée.
- Déduire un productible d'une moyenne nationale. Le parc a gagné 5,9 GW pendant l'année 2025, raccordés à des dates diverses (SER, RTE, Enedis et Agence ORE, 2026). Diviser la production annuelle par la puissance de fin d'année sous-estime mécaniquement le productible.
- Annoncer un chiffre unique. Une valeur au kilowattheure près suggère une précision que la méthode n'a pas.
Comment annoncer le résultat sans vous exposer ?
La DGCCRF a contrôlé près de 1 000 établissements de la rénovation énergétique en 2024, avec des infractions graves chez 34 % des professionnels contrôlés (DGCCRF, 2025). Les promesses d'autofinancement rapide figurent nommément parmi les pratiques visées.
Une enquête antérieure de la même administration décrit le mécanisme sans détour : certains professionnels surévaluent les économies réalisées et dissimulent les coûts associés (DGCCRF, 2025). L'estimation de production est le point d'entrée de cette dérive.
Quatre lignes suffisent à sécuriser votre annonce :
- La source des données de rayonnement et sa version.
- Le ratio de performance retenu, avec sa justification en une phrase.
- La fourchette basse et haute, plutôt qu'une valeur unique.
- La mention que le masque proche a été relevé sur site, ou qu'il ne l'a pas été.
Ces éléments trouvent naturellement leur place à côté des mentions obligatoires du devis. Ils coûtent quelques lignes et valent une assurance.
Quels outils pour quelle phase du projet ?
Le volume d'études à produire augmente vite : le parc français a atteint 29,7 GW fin septembre 2025, avec 4,5 GW raccordés sur neuf mois contre 3,7 GW un an plus tôt (SDES, 2025). Une méthode stable vaut mieux qu'un outil de plus.
En qualification, PVGIS ou AutoCalSol suffisent à trancher l'opportunité. En étude chiffrée, il faut la courbe de charge réelle et un ratio de performance assumé. En conception, le calepinage et le dimensionnement électrique prennent le relais.
La boucle se ferme en exploitation. Comparer la production mesurée à la production annoncée, chantier après chantier, construit la seule base d'hypothèses qui vous soit propre. Notre guide du monitoring photovoltaïque décrit cette comparaison en détail.
L'ordre de grandeur du chantier commercial ouvert par la réforme se lit dans les statistiques publiques. En 2024, sur 23,1 TWh produits par le parc français, seuls 1,3 TWh ont été autoconsommés (SDES, 2025).
Note de transparence
Aucune source de niveau 1 ou 2 consultée le 26 septembre 2026 ne publie un productible national unique en kWh/kWc. Aucune ne publie non plus de répartition officielle des pertes poste par poste pour la France.
Les valeurs génériques que l'on trouve en ligne sont le plus souvent des reprises non sourcées. Le tableau ci-dessus s'en tient donc aux valeurs publiées par le JRC et par l'INES, et laisse de côté ce qui relève du relevé de terrain. La carte de productible de HESPUL reste la meilleure référence française accessible pour un contrôle de cohérence.
FAQ
Quelle formule utiliser pour calculer une production photovoltaïque ?
Multipliez l'irradiation dans le plan des modules par la puissance crête, puis par un ratio de performance. L'irradiation vient de PVGIS ou d'une carte de productible. Le ratio de performance se justifie chantier par chantier, dans une plage de 80 à 90 %.
Faut-il appliquer un ratio de performance aux résultats de PVGIS ?
Non, si vous avez laissé les 14 % de pertes par défaut. Ce réglage joue déjà le rôle d'un ratio de performance et inclut la dégradation sur la durée de vie. Appliquer une seconde correction revient à compter deux fois les mêmes pertes.
Comment tenir compte de l'ombrage des arbres ?
Ni PVGIS ni AutoCalSol ne modélisent l'ombrage proche. Le masque lointain est calculé à partir du relief, mais un arbre, une souche de cheminée ou un bâtiment voisin échappent à la résolution des données. Ce relevé se fait sur site.
Quelle marge annoncer au client ?
Environ 10 % autour de la valeur calculée, selon l'INES, en traitant séparément le masque proche non modélisé et l'écart possible sur le profil de consommation. Une fourchette explicite protège mieux qu'une valeur unique.
Le total annuel suffit-il à vendre un projet en 2026 ?
Non. Depuis que le surplus est racheté à 1,1 c€/kWh, la part autoconsommée détermine l'essentiel de la valeur. Une simulation horaire confrontant production et consommation est devenue indispensable au chiffrage.
Quelle version de PVGIS utiliser ?
La version 5.3, parue en septembre 2024, avec SARAH-3 et des données allant jusqu'en 2023. L'écart avec la version 5.2 reste inférieur à un demi-point sur les stations de référence, donc le choix de version n'est pas le premier levier de précision.
