Chantier etape 3 : estimateur de ressource PV, apres deux approches ecartees

RESOURCE_ESTIMATE.js. Recalage de la prevision : ecarte, la censure est
correlee au beau temps (facteur 4,29 a 9 h sur 27 echantillons contre 0,48 a
15 h sur 3), les donnees manquantes ne le sont pas au hasard. Forme
geometrique : ecartee, un plan unique ajuste sur les heures propres converge
sur plein est 20 degres et predit 2,0 % de la journee a 18 h contre 5,8 %
mesures — le champ a plusieurs orientations que ce modele ne represente pas.

Retenu : forme = enveloppe horaire demontree (comportement reel du champ, sans
modele), magnitude = prevision Forecast.Solar (meteo, insensible a notre
batterie). L'enveloppe de l'apres-midi etant elle-meme censuree, le noeud
publie un indice de confiance et signale les heures minorees au lieu de les
presenter comme fiables. Sans enveloppe, il se declare inutilisable plutot que
d'inventer une forme.

Defaut trouve au passage : l'orientation declaree a Forecast.Solar ne
correspond pas au champ. Matin 07-11 h, 15,1 % de la journee prevus contre
39,3 % reels ; apres-midi 14-18 h, 52,1 % contre 35,2 %. Les totaux
journaliers tiennent, la repartition intra-journaliere est inutilisable.

Suite portee a 17 scenarios.

Co-Authored-By: Claude Opus 5 <noreply@anthropic.com>
Claude-Session: https://claude.ai/code/session_01KKzkkVTG6KXnGXFFC7X9XJ

docs/CHANTIER_BILAN_ENERGETIQUE.md

@@ -123,8 +123,33 @@ calcul en saison basse.
   (une heure censurée est une heure où la batterie n'avait plus de place, donc
   une heure de surplus). La grandeur qui pilote la décision EDF est donc
   mesurée sur des données propres.
-- [ ] Étape 3 — estimateur de ressource PV = prévision recalée sur les heures
-  exploitables de l'étape 1.
+- [x] **Étape 3 — estimateur de ressource PV** (24/08).
+  `src/energy-balance/RESOURCE_ESTIMATE.js`. **Deux approches essayées et
+  écartées, documentées dans l'en-tête du nœud** :
+  1. *Recalage de la prévision* — impossible, la censure est corrélée au beau
+     temps (facteur 4,29 à 9 h sur 27 échantillons, 0,48 à 15 h sur 3).
+  2. *Forme issue de la géométrie solaire* — un plan unique ajusté sur les
+     heures propres converge sur « plein est, 20° » et prédit 2,0 % de la
+     journée à 18 h contre 5,8 % mesurés. Le champ a plusieurs orientations
+     (trois trackers) qu'un plan unique ne représente pas.
+
+  Retenu : **forme = enveloppe horaire démontrée** (comportement réel du champ,
+  orientations multiples comprises, sans modèle) × **magnitude = prévision
+  Forecast.Solar** (météo, insensible à l'état de notre batterie). Le nœud
+  publie un indice de confiance par heure : l'enveloppe de l'après-midi étant
+  elle-même censurée, elle est signalée « minorée » au lieu d'être présentée
+  comme fiable. Sans enveloppe fournie, le nœud se déclare inutilisable plutôt
+  que d'inventer une forme. Suite portée à 17 scénarios.
+
+- [ ] **DÉFAUT TROUVÉ — orientation Forecast.Solar mal déclarée.** Forme prévue
+  contre forme mesurée, en part de la journée : matin 07-11 h **15,1 % prévus
+  contre 39,3 % réels** ; après-midi 14-18 h **52,1 % prévus contre 35,2 %**.
+  La prévision attend une journée orientée l'après-midi, l'installation produit
+  le matin. Les totaux journaliers restent à peu près justes, mais la
+  répartition intra-journalière est inutilisable — ce qui dégrade toutes les
+  décisions fondées sur la prévision (EVCS, chauffe-eau, conseiller IA).
+  À corriger dans la configuration de l'intégration (azimut et inclinaison par
+  plan), puis refaire la comparaison.
 - [ ] Étape 4 — bilan et ses sorties.
 
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