L’autoconsommation collective s’impose progressivement comme l’un des modèles les plus prometteurs du photovoltaïque. À mesure que les mécanismes de soutien évoluent et que la recherche de compétitivité locale s’intensifie, de plus en plus de porteurs de projets s’interrogent sur les opportunités offertes par l’ACC.

Mais une question demeure : comment financer ces opérations ?

Contrairement aux projets historiquement adossés à un contrat d’achat sécurisé, les projets d’autoconsommation collective reposent sur des modèles contractuels, économiques et organisationnels plus complexes. 

C’est la raison pour laquelle Tecsol et Metrol proposent une nouvelle journée thématique de formation, dédiée au financement de l’autoconsommation collective. 

Les experts réunis pour l’occasion aborderont les grandes questions suivantes : 

• Spécificités économiques et financières de l’ACC — Modèle de revenus et business plan
• Schéma contractuel et aspects juridiques du financement sans recours en ACC
• Structuration du financement sans recours — Dette senior, equity et ingénierie financière
• Table ronde — Retours d’expérience et regards croisés des banques et des acteurs du financement de l’ACC 

Le programme vise à appréhender les enjeux de la bancabilité des projets d’un point de vue financier et juridique. L’objectif est de permettre aux porteurs de projets de comprendre les conditions des prêteurs, de convaincre sur la sécurisation des revenus, et de surmonter les points de blocage récurrents. Les intervenants évoqueront la situation actuelle mais aussi les perspectives en matière d’offre bancaire, dans un contexte marqué par l’évolution des mécanismes de répartition de l’énergie et l’émergence de nouveaux modèles économiques. Le traitement du sujet inclura le rôle des banques régionales et de l’épargne locale.

Objectifs professionnels : Maîtriser les fondamentaux du financement d’un projet solaire en autoconsommation collective
Pré-requis : Aucun
Evaluation : Quizz + questionnaire de satisfaction en fin de formation
Support : Envoyé à l’issue de la formation, accompagné d’un document «Foire aux questions» reprenant les interrogations des stagiaires et les réponses des formateurs
Classe virtuelle : Salle zoom premium
Prix : 250 € HT / participant
Conception pédagogique : Philipe ROCHER, Fondateur et Directeur de METROL, philippe.rocher@metrol.fr
Contact administratif : formation@tecsol.fr et 04 68 68 16 50.

Programme et inscription…

    

EDF serait en discussions avancées avec l’américain LS Power pour céder ses activités renouvelables en Amérique du Nord, selon Les Échos, qui cite Bloomberg. L’opération pourrait valoriser cet actif à plus de 4 milliards d’euros.

Le portefeuille concerné est stratégique : il regroupe 6,1 GW de capacités éoliennes et solaires en exploitation aux États-Unis, au Canada et au Mexique, ainsi que 19,2 GW de projets en développement. À fin 2024, l’Amérique du Nord représentait environ 35 % des capacités installées et en développement d’EDF dans l’éolien et le solaire.

Baptisé « Lafayette », ce projet de cession s’inscrit dans la revue de portefeuille engagée par Bernard Fontana pour financer les lourds investissements du groupe, notamment dans le nucléaire et les réseaux.

Pour LS Power, l’opération permettrait de se renforcer sur un marché américain porté par la hausse attendue de la demande électrique, notamment liée aux data centers et à l’intelligence artificielle.

Lire l’article sur le site Les Echos

    

Dans une analyse publiée par Florian Ferjoux, avocat au cabinet Gossement Avocats, l’arrêté du 1er juin 2026 modifiant le cadre tarifaire S21 marque une nouvelle étape dans la réforme du soutien public au photovoltaïque sur bâtiment, hangar ou ombrière jusqu’à 500 kWc.

Après l’arrêté du 26 mars 2025, qui avait déjà réservé le guichet ouvert aux installations de moins de 100 kWc, le nouveau texte poursuit le recentrage du dispositif vers l’autoconsommation.

Pour les installations de 0 à 9 kWc, seules les opérations en vente avec injection du surplus restent désormais éligibles. L’arrêté modifie aussi les conditions tarifaires : le tarif d’achat de l’électricité injectée est fixé à 1,1 c€/kWh hors TVA, avec une indexation annuelle de 2 %. La prime à l’investissement est supprimée.

Le texte introduit également un parcours simplifié, permettant le dépôt simultané des demandes de contrat d’achat et d’accès au réseau. Il modifie enfin plusieurs dispositions techniques, notamment la puissance Q, l’attestation de conformité et l’identification du propriétaire du bâtiment.

Selon cette analyse, la publication apporte une clarification réglementaire attendue, mais dans un cadre désormais plus contraint pour la filière solaire.

L’article sur le site de Gossement Avocats

    

La Compagnie Nationale du Rhône (CNR) a ouvert le 4 juin dernier une campagne de financement participatif, via Lendosphere, dédiée à la centrale photovoltaïque de Courtine 2, dans le Vaucluse. Avec un objectif de 900 000 euros, cette collecte est ouverte en priorité aux habitants de la Communauté d’Agglomération du Grand Avignon. À partir du 15 juin, elle sera élargie au Vaucluse puis le 22 juin aux salariés du groupe CNR résidant dans les départements : Vaucluse, Alpes-de-Haute-Provence, Ardèche, Bouches-du-Rhône, Drôme, Gard et Var. Le 29 juin, la collecte sera élargie à l’ensemble des habitants de ces départements.

Cette levée de fonds permet, à ceux qui le souhaitent, de financer en prêt rémunéré la centrale photovoltaïque de Courtine 2, à Avignon. Pour les prêteurs, c’est l’opportunité de décarboner leur portefeuille en contribuant à la transition écologique de leur territoire. La participation au financement de ce projet est accessible en ligne, à partir de 10 € et sans frais, après une inscription préalable sur le site de Lendosphere.

La centrale photovoltaïque est prévue sur la zone industrialo-portuaire de Courtine, située sur le domaine concédé de la Compagnie Nationale du Rhône. Ce projet vient en extension d’un premier parc photovoltaïque de 5 MWc, mis en service en 2018. Le projet de Courtine 2 est en cours de construction et sa mise en service est planifiée pour novembre 2026. D’une puissance de 11,26 MWc, la centrale produira annuellement 16,65 GWh, l’équivalent de la consommation électrique d’environ 6 500 personnes (chauffage inclus). Cela permettra d’éviter l’émission annuelle de 3 330 tonnes de CO₂ dans l’atmosphère.

    

La hausse des prix du pétrole a remis la fiscalité de l’énergie au centre des préoccupations des Français. Conçue à l ’origine comme un instrument de rendement, cette fiscalité est peu adaptée à la prise en compte de considérations environnementales ou de lissage des fluctuations des prix. À court terme, le Conseil des Prélèvements Obligatoires (CPO) recommande d’éviter d’utiliser la fiscalité comme un levier pour compenser l’augmentation du prix des énergies fossiles.

À moyen terme, il préconise, en complément du déploiement des marchés carbone, de continuer son adaptation progressive pour éviter qu’elle n’induise des comportements qui ralentissent la décarbonation. Enfin, à long terme, la transition énergétique se traduira par une perte de recettes fiscales dont le financement devra être anticipé pour éviter un ressaut de la dette publique.

La fiscalité énergétique française (59,7 Md€ en 2024) repose principalement sur l’accise sur les produits énergétiques (39,5 Md€) et sur la TVA (17,6 Md€). Elle représente environ 2 % du PIB, ce qui situe la France dans la moyenne de l’Union européenne. Les effets de la hausse du prix du pétrole sont différents pour la TVA, assise sur les valeurs vendues et qui augmente donc avec les prix, et pour l’accise, fondée sur les quantités mises à la circulation, dont le produit diminue en cas d’inflation en raison de la diminution de la consommation que celle-ci entraîne.

Sous l’hypothèse du maintien des prix à leur niveau de mi-mai 2026 et d’une réaction de la demande comparable à celle observée lors du précédent choc de 2022-2023, ces deux effets entraîneraient une hausse du rendement de la fiscalité de l’énergie limitée à 0,2 Md€ en année pleine. Les expériences étrangères ou passées montrent que les ajustements de la fiscalité de l’énergie ne se répercutent pas intégralement dans la consommation et l’investissement, ne permettent pas de cibler les ménages et les entreprises les plus exposés et sont difficiles à retirer.

L’utilisation de l’accise à des fins de politique climatique connaît également des limites. Introduite en 2014, la composante carbone visait à introduire une tarification du CO₂ au sein de la fiscalité énergétique, avec une trajectoire ascendante programmée jusqu’en 2030. Cette trajectoire a été interrompue en 2019, à la suite des mouvements de contestation sociale. À l’échelle européenne, les systèmes d’échange de quotas d’émission (SEQE ou ETS, en anglais) constituent les vecteurs à privilégier pour augmenter la tarification du carbone sans dégrader la position compétitive de la France dans le marché intérieur.

À horizon 2030, le déploiement du second marché carbone européen se traduirait, selon des projections effectuées par le Commissariat général au développement durable (CGDD) pour le CPO, par une hausse du prix des énergies fossiles, mais le taux d’effort énergétique des ménages diminuerait en moyenne grâce à la baisse de la consommation d’énergie et à la substitution des carburants par une source d’énergie moins taxée et plus propre, l’électricité. En revanche, les ménages, qui n’investiraient pas dans l’amélioration de l’efficacité énergétique de leur chauffage ou l’électrification de leur véhicule ou ne réduiraient pas leur consommation, verraient leur taux d’effort augmenter.

Même en l’absence de mesures spécifiques, la transition énergétique aura des impacts importants à terme sur les recettes fiscales adossées à l’énergie. En utilisant des hypothèses préliminaires de la troisième stratégie nationale bas carbone, la direction générale du Trésor a estimé – à tarifs fiscaux constants – une baisse des recettes nettes d’accise sur les énergies de 15 à 30 Md€ à l’issue de la transition. Les recettes issues des marchés carbone ne peuvent pas être considérées comme un substitut durable à la baisse attendue de la fiscalité de l’énergie, car elles sont par nature destinées à diminuer à mesure que la transition réussit.

À court terme, l’utilisation de l’outil fiscal pour compenser les fluctuations du prix des énergies fossiles serait contre-productive. Des aides à la trésorerie ou, en cas de choc prolongé, des mesures budgétaires ciblées et réversibles de soutien du revenu des entreprises et des professionnels les plus exposés, sont plus efficientes.

À moyen terme, il convient de réduire les incohérences de la fiscalité afin de ne pas entraver la transition énergétique. Cela passe par une mise en conformité de certains taux réduits avec la directive européenne sur la taxation de l’énergie, une révision des taux normaux de l’accise pour aligner la fiscalité du diesel sur celle de l’essence, par une hausse de la fiscalité des combustibles fossiles et une baisse de celle de l’électricité ainsi que par un réexamen graduel des dépenses fiscales favorables aux énergies fossiles.

Afin de prévenir toutefois un cumul de mesures qui fragiliserait certains ménages et certaines entreprises, ces dispositions devront être mises en œuvre progressivement. Le déploiement du second marché carbone devra en outre être accompagné par des aides à l’investissement qui favoriseront la transition énergétique, tout en réduisant la vulnérabilité aux chocs sur les prix des énergies fossiles.

La mise en œuvre de l’ensemble de ces mesures laisserait subsister une perte d’accise sur l’énergie à l’issue de la transition énergétique. Pour y faire face, les autorités publiques devront combiner une diminution des dépenses publiques et la sollicitation d’autres impositions portant sur les usages de l’énergie, sur d’autres produits dont la demande est peu élastique au prix ou plus globalement sur la consommation. Un arbitrage explicite et précoce permettrait de créer un cadre prévisible pour les ménages et les entreprises.

Plus d’informations…

    

KEBA eMobility, division du groupe autrichien KEBA spécialisée dans les solutions de recharge intelligentes AC et DC pour voitures et poids lourds électriques, accompagne la brasserie Braucommune Freistadt dans la structuration de son infrastructure de recharge au dépôt, devenue un élément clé de l’exploitation de sa flotte de poids lourds électriques. En associant recharge intelligente, production photovoltaïque et stockage d’énergie, le dépôt évolue vers un modèle énergétique plus autonome et piloté.

Implantée en Haute-Autriche, Braucommune Freistadt est l’une des principales et plus anciennes brasseries privées de la région. Engagée dans une trajectoire de transition énergétique, elle a entrepris l’électrification progressive de sa flotte logistique, opérant sur des tournées régulières et planifiées. Grâce à une approche modulaire et pilotée de KEBA, la brasserie sécurise la disponibilité quotidienne de ses véhicules tout en maîtrisant ses enjeux énergétiques et en anticipant l’évolution de ses besoins.

Le besoin et les défis : faire de la recharge un pilier de l’exploitation

L’exploitation de poids lourds électriques repose sur des contraintes strictes : itinéraires fixes, horaires définis et impératif de disponibilité. Dans ce contexte, la recharge ne constitue plus un simple support, mais un maillon critique de la chaîne opérationnelle. Pour Braucommune Freistadt, chaque véhicule parcourt environ 300 km par jour, avec des départs dès 6h et des retours avant 18h. La recharge nocturne doit ainsi couvrir un besoin d’environ 400 kWh par camion, dans un temps d’immobilisation limité, ce qui correspond à une puissance de charge moyenne d’environ 40 kW. Au-delà de cette contrainte énergétique, plusieurs défis structurants se posent.

La capacité du réseau constitue un premier enjeu, notamment en cas de recharge simultanée de plusieurs véhicules, pouvant générer des pics de consommation importants. Sans pilotage adapté, ces situations peuvent nécessiter des investissements lourds dans le renforcement des infrastructures électriques. L’intégration dans un dépôt existant représente également une contrainte majeure. L’infrastructure de recharge doit s’insérer dans un environnement opérationnel déjà en activité, souvent contraint en termes d’espace et soumis à des conditions spécifiques (zones de circulation, quais, environnement poussiéreux ou humide).

À ces enjeux s’ajoutent des exigences de fiabilité et de traçabilité. Les véhicules doivent être disponibles à des horaires précis, ce qui impose des processus de recharge parfaitement alignés avec l’exploitation. Par ailleurs, le suivi des consommations, l’authentification des sessions et la conformité aux exigences de métrologie légale sont indispensables, tant pour le pilotage interne que pour l’accès à certains dispositifs de financement.

Une architecture modulaire au service de la performance opérationnelle

Pour répondre à ces contraintes, Braucommune Freistadt a retenu l’approche développée par KEBA eMobility, reposant sur une architecture dissociée entre unités de puissance centralisées et points de recharge déportés. L’entreprise a opté pour sa solution de recharge rapide modulaire et évolutive – composée de bornes KeContact DCL10 (distributeurs) alimentées par une KeContact DCU10 (unité de puissance) – combinée au KEBA Service Portal (DC). La distance entre l’unité de puissance et le point de recharge peut atteindre 70 mètres. Les distributeurs nécessitent un espace minimal dans les zones de circulation. La KeContact DCL10 occupe une surface au sol inférieure à 0,5 m², ce qui le rend particulièrement adapté aux environnements de dépôt contraints, par exemple autour des quais de chargement.

« Pour nous, le facteur déterminant était que la solution fonctionne de manière fiable au quotidien. Nos véhicules doivent être opérationnels chaque matin. Le fait de devoir intégrer l’infrastructure de recharge dans un dépôt existant rendait d’autant plus essentiel de disposer d’un système capable de s’adapter de manière flexible, d’évoluer avec notre flotte et, grâce à l’intégration du photovoltaïque, d’assurer un retour sur investissement rapide », indique Paul Steininger, CEO de Braucommune Freistadt.

L’intégration de production photovoltaïque et de solutions de stockage permet de valoriser l’énergie produite sur site

L’architecture mise en place permet de dissocier les unités de puissance des points de distribution, ces derniers pouvant être positionnés au plus près des zones de stationnement des véhicules. Cette organisation optimise l’occupation de l’espace, avec une emprise au sol réduite, et facilite l’intégration dans des environnements contraints.

Elle permet également une grande flexibilité et offre de meilleures perspectives d’évolution : de nouveaux points de recharge ou des capacités supplémentaires peuvent être ajoutés progressivement, en fonction du rythme d’électrification de la flotte. Au cœur du dispositif, la gestion dynamique de la charge joue un rôle clé : la capacité du réseau est répartie dynamiquement entre les véhicules, ce qui permet d’éviter la saturation et d’ajuster en temps réel la quantité d’énergie fournie à chaque véhicule électrique au gré de leur arrivée et départ.

Le système intègre par ailleurs un pilotage centralisé via un portail de supervision, offrant une visibilité en temps réel sur les sessions de recharge et facilitant l’analyse des usages. L’authentification RFID garantit une attribution précise des consommations, tandis que la conformité aux exigences réglementaires assure la transparence et l’éligibilité aux aides. Enfin, l’intégration de production photovoltaïque et de solutions de stockage permet de valoriser l’énergie produite sur site, de lisser les pics de demande et de réduire les coûts d’exploitation.

« L’exploitant devient un ‘prosumer’ »

La solution mise en œuvre permet à Braucommune Freistadt de sécuriser pleinement son exploitation. Chaque véhicule bénéficie d’une recharge complète pendant la nuit, garantissant sa disponibilité dès le début de la journée, sans impact sur les opérations. La gestion intelligente de la puissance permet d’exploiter au mieux la capacité du réseau existant, limitant ainsi les investissements d’infrastructure tout en accompagnant la montée en charge progressive de la flotte. Sur le plan économique, l’optimisation des flux énergétiques, combinée à l’intégration du photovoltaïque, contribue à réduire les coûts d’exploitation et à améliorer le retour sur investissement de l’infrastructure de recharge. Plus largement, le dépôt évolue vers un modèle énergétique plus autonome et piloté, capable de produire, stocker et distribuer l’énergie en fonction des besoins opérationnels.

« Avec l’intégration du photovoltaïque et du stockage, le dépôt évolue d’un simple consommateur d’énergie vers un acteur actif du système énergétique… l’exploitant devient un ‘prosumer’ ! L’enjeu reste toutefois de piloter cette énergie pour qu’elle soit disponible au bon moment. En fin de compte, il s’agit de garantir que les flottes critiques soient prêtes à l’exploitation de manière fiable, chaque jour », conclut Alexis Menegoz, Directeur France de KEBA eMobility.

    

Le spécialiste bordelais de l’étanchéité industrielle franchit une nouvelle étape dans son histoire. Filiale du Groupe Volta depuis fin 2023, l’entreprise adopte une identité à la hauteur de ses ambitions : VES, Volta Enveloppe Systèmes. De quoi proposer également proposer une offre globale autour de l’enveloppe du bâtiment et des solutions photovoltaïques !  

Depuis son intégration au Groupe Volta, Top Toit poursuit sa transformation avec une ambition claire : proposer une approche globale et durable de l’enveloppe du bâtiment.

La volonté de structurer durablement une offre globale autour de l’enveloppe du bâtiment et des solutions photovoltaïques

Cette évolution donne aujourd’hui naissance à VES – Volta Enveloppe Systèmes.

Basée à Mérignac, VES capitalise sur plusieurs décennies d’expérience métier dans l’étanchéité industrielle, l’isolation thermique et l’enveloppe du bâtiment. Ses équipes interviennent sur l’ensemble de la Nouvelle-Aquitaine avec une forte culture terrain, de réactivité et de service, pour des clients comme Framapack, Carrefour, Intersport, Vinci Facilities ou Abbvie. Cette nouvelle étape s’accompagne également d’un renforcement des équipes ainsi que d’une consolidation de l’organisation interne, avec l’arrivée de nouveaux collaborateurs au sein du bureau d’études et des équipes techniques dès 2026.

Cette dynamique traduit la volonté de VES et du Groupe VOLTA de structurer durablement une offre globale autour de l’enveloppe du bâtiment et des solutions photovoltaïques.

VES : une nouvelle dynamique autour de l’autoconsommation pour l’enveloppe du bâtiment

Le choix du nom Volta Enveloppe Systèmes incarne désormais une réalité opérationnelle, et s’inscrit dans l’évolution naturelle de Top toit. L’entreprise intervient sur l’ensemble des métiers de l’enveloppe du bâtiment : étanchéité, bardage, sécurisation des accès en toiture, isolation thermique, rénovation énergétique, et solutions photovoltaïques en synergie avec les expertises du Groupe Volta. Ce périmètre élargi répond pleinement à une évolution profonde du marché : les donneurs d’ordre ne cherchent plus un simple étancheur mais un partenaire capable d’intégrer performance technique, durabilité des ouvrages et transition énergétique dans une même relation.

L’intégration au Groupe Volta, producteur indépendant d’énergies renouvelables avec près de 600 centrales en exploitation, confère à VES une capacité unique : proposer en option à ses clients industriels et tertiaires une offre clé en main, couplant rénovation de toiture et installation de centrale photovoltaïque, dans une logique d’autoconsommation.

Le 1^er juin : un premier chantier sous les nouvelles couleurs

Pour marquer cette nouvelle étape, VES a démarré le 1^er juin dernier un chantier d’envergure à Gradignan, en Gironde : la réfection en membrane PVC de 4 000 m² de toiture pour l’imprimerie Autajon, référence régionale dont les étiquettes habillent les plus grands crus du Bordelais. « Ce premier chantier revêt une importance particulière dans une région où l’engagement, la précision et l’esprit d’équipe constituent des valeurs profondément ancrées et qui font écho à celles qui nous animent tous les jours », conclut Christophe Guégan.

Christophe Guégan : une nouvelle dynamique portée par le terrain

Depuis janvier 2026, Christophe Guégan accompagne la transformation de l’entreprise aux côtés des équipes de VES, avec une approche fortement tournée vers le terrain, la proximité client et le développement des relations partenaires.

Fort de trente années d’expérience dans le secteur du BTP, acquises au sein d’entreprises familiales, il impulse avec les collaborateurs une nouvelle dynamique portée par la réactivité, l’engagement collectif et la qualité de service.

« Chez VES, nous sommes convaincus que la confiance se construit par l’engagement des équipes, la réactivité terrain et la qualité des réalisations. Cette nouvelle identité traduit l’évolution de notre entreprise et notre volonté d’accompagner plus largement les enjeux de l’enveloppe du bâtiment, de la maintenance durable et des solutions énergétiques. Avec le soutien et la dynamique du Groupe VOLTA, nous affirmons aujourd’hui notre ambition : faire de VES un acteur reconnu de l’enveloppe du bâtiment en Nouvelle-Aquitaine, en restant fidèles à ce qui fait notre force au quotidien : la proximité, l’exigence terrain et l’engagement collectif », commente Christophe Guégan.

    

UEM et la commune d’Aube ont inauguré mardi 2 juin dernier la centrale photovoltaïque d’Aube, neuvième installation en autoconsommation collective portée par le Groupe UEM sur son territoire mosellan. L’ACC, un modèle qui parle aux collectivités en quête de souveraineté énergétique et de partage de l’énergie ! 

Mise en service en février 2026, cette centrale au sol de 296 kWc est composée de 550 panneaux bi-verre qui produiront chaque année environ 332 MWh, soit l’équivalent de la consommation électrique (hors chauffage) de 66 à 70 foyers mosellans. L’électricité produite est partagée entre quatre acteurs publics et privés situés dans un rayon de 10 km autour du site : le département de la Moselle, la commune d’Aube, le bailleur social Moselis et l’entreprise Marcotullio.

D’un terrain en friche à une centrale solaire de proximité

Le projet d’Aube est né d’une démarche d’initiative d’UEM, qui a racheté à la commune mosellane (300 habitants) un terrain de 5 600 m² inutilisé et encombré de gravats. Après nettoyage et mise à plat du site, l’énergéticien y a installé une centrale photovoltaïque au sol, conçue pour préserver la réversibilité du foncier : les structures sont lestées, posées directement sur le sol, sans aucune fondation – un système conçu et mis en œuvre par l’installateur français Tysilio, qui a assuré la construction de la centrale.

L’installation est par ailleurs compatible avec une activité agricole. Les panneaux, suffisamment espacés et surélevés, permettent à la végétation de se développer librement sous l’ombrière, et l’entretien du site est assuré en éco pâturage par les moutons d’un agriculteur local. En parallèle de l’acquisition du terrain, UEM a financé l’installation de panneaux photovoltaïques sur le toit de la salle des fêtes d’Aube, en accompagnement de la démarche de décarbonation engagée par la commune. 

« Ce projet a permis de valoriser un terrain inutilisé de notre commune et de le transformer en un véritable atout pour le territoire. C’est une fierté pour Aube de contribuer, à son échelle, à la production d’une énergie locale et renouvelable, partagée avec d’autres acteurs mosellans » se réjouit Jean-Christophe Moulon, Maire d’Aube .

L’autoconsommation collective : un modèle équitable au service du territoire

L’autoconsommation collective permet à plusieurs consommateurs, situés sur une zone géographique limitée, de bénéficier de l’électricité issue d’une même centrale. À Aube, conformément à la réglementation applicable en zone rurale, le périmètre maximal admis est un rayon de 10 kilomètres autour de la centrale (soit 20 km de diamètre). Le mécanisme repose sur une répartition de la production en temps réel : la totalité de l’électricité produite est injectée sur le réseau public de distribution exploité par réséda. À chaque instant, elle est ensuite répartie entre les participants au prorata de leur consommation propre à ce moment-là.

Cette clé de répartition, définie contractuellement et gérée automatiquement par le gestionnaire de réseau, garantit une distribution équitable et optimisée de l’énergie. Les besoins complémentaires des consommateurs, notamment la nuit et en période hivernale, sont assurés par UEM en tant que fournisseur d’électricité. Sur le site d’Aube, le taux d’autoconsommation de l’énergie produite est estimé entre 90 et 95 % durant les périodes estivales de forte production, et atteindrait pratiquement 100 % en hiver, où une production plus faible est intégralement absorbée par les besoins des consommateurs.

UEM, intégrateur complet d’un modèle qui s’impose dans les territoires

Sur le projet d’Aube, UEM a assumé un rôle d’intégrateur complet, du foncier à l’exploitation : prospection et acquisition du terrain, obtention des autorisations administratives, pilotage de la construction en partenariat avec un installateur français, raccordement au réseau via réséda et exploitation de la centrale sur le long terme. Cette maîtrise de bout en bout permet d’offrir aux collectivités et aux acteurs locaux une solution clé en main, sans investissement à leur charge, avec un prix de l’électricité défini contractuellement à l’avance. 

Aube constitue la neuvième centrale photovoltaïque en autoconsommation collective mise en service par le Groupe UEM. Ce modèle s’est progressivement imposé comme le format de référence du développement solaire d’UEM, parce qu’il reste économiquement pertinent dans un contexte de prix de marché bas et qu’il offre un débouché concret aux propriétaires de terrains ou de bâtiments souhaitant valoriser leur patrimoine en produisant une énergie locale et décarbonée. 

« L’autoconsommation collective est aujourd’hui au cœur de notre stratégie de développement solaire. C’est un modèle qui parle aux collectivités parce qu’il leur permet de bénéficier d’une énergie renouvelable, locale et à un prix maîtrisé sur le long terme, sans avoir à porter elles-mêmes l’investissement. Avec cette neuvième centrale, UEM confirme son rôle d’opérateur de référence sur ce segment en Moselle et Meurthe-et-Moselle » ajoute Stéphane Kilbertus, Directeur général d’UEM.

Quid du groupe UEM ?

Entreprise Locale de Distribution née en 1901, le Groupe UEM produit et fournit de l’énergie à plus de 173 000 clients – particuliers, entreprises et collectivités – sur 142 communes mosellanes. Acteur engagé de la transition énergétique, le Groupe exploite un mix renouvelable diversifié associant hydroélectricité, biomasse, éolien et solaire, et accompagne les territoires dans le déploiement d’énergies locales décarbonées. UEM compte 843 collaborateurs et a réalisé un chiffre d’affaires de 926 millions d’euros en 2025.

    

Un parc photovoltaïque exemplaire qui concilie production d’énergie solaire, intégration dans l’environnement local et préservation de la biodiversité sera inauguré par Enercoop Auvergne-Rhône-Alpes et la SEM Energ’Isère à Saint-Romans (38) le 18 juin prochain en fin d’après-midi. Annonce !

Le 18 juin 2026 à 17h, Enercoop Auvergne-Rhône-Alpes et Energ’Isère inaugureront leur parc solaire citoyen de 1,6 MWc, développé en place de l’ancienne carrière de Saint-Romans. En exploitation depuis fin 2025, l’énergie produite est vendue en PPA (Power Purchase Agreement) à Enercoop pour l’approvisionnement de ses client·es.

Un ancrage réfléchi et maîtrisé du parc grâce aux acteurs locaux

Ce parc est le fruit d’une coopération d’acteurs locaux entre la coopérative Enercoop Auvergne Rhône-Alpes et la SEM Energ’Isère, en lien étroit avec le Parc naturel régional du Vercors et les Centrales Villageoises des Portes du Vercors. Ces acteurs composent le comité de suivi du projet et s’accordent sur une démarche de développement des énergies renouvelables au service des territoires, et en accord avec leurs singularités. Il bénéficie du label d’excellence Énergie Partagée.

Un parc intégré de manière exemplaire sur son site avec des actions de renaturation

Ce parc photovoltaïque s’inscrit au cœur d’un environnement naturel remarquable, façonné par la proximité du Massif du Vercors. Afin de préserver cette richesse écologique tout en développant une production locale d’énergie solaire, une étude d’impact complète sur les quatre saisons a été réalisée par un bureau d’étude indépendant afin de déterminer les enjeux concernant le milieu naturel. La coopérative Enercoop Auvergne-Rhône-Alpes et la SEM Energ’Isère se sont entourées du Parc naturel régional du Vercors, de la LPO38 et des Centrales Villageoises des Portes du Vercors afin de définir et mettre en œuvre des actions en faveur de la biodiversité, en lien avec le bureau d’étude Auddicé Environnement. Un modèle exemplaire de concertation réussie !

    

L’horizon est dégagé pour la deuxième période de l’appel d’offres « Petit PV » autrement appelé appel d’offres « simplifié » (AOS). 

Les offres seront à déposer entre le 20 et le 31 juillet. Les candidats ont jusqu’au 12 juin pour poser leurs questions sur la plateforme de la CRE. Le volume recherché est de 288 MW. 

Plusieurs nouveautés apparaissent dans le cahier des charges. Parmi elles, l’ouverture aux installations photovoltaïques au sol, l’intégration des critères de résilience des installations intégrant des conditions de provenance pour une partie des composants des panneaux et l’onduleur, ou encore l’introduction d’un exemple de schéma de comptage pour les installations avec stockage. 

En partenariat avec un cabinet d’avocats spécialisé, TECSOL vous propose un webinaire exceptionnel d’une matinée (9h-12h avec pause), axé sur le décryptage du cahier des charges à travers les réponses qui seront publiées par la CRE début juillet. 

Vos questions formulées par écrit pendant la séance seront relayées à nos intervenants par Jean-Louis Busquet, rédacteur en chef de Plein Soleil et animateur de la journée. Les slides présentés au cours du webinaire seront transmis aux participants à l’issue de l’évènement. 

Vous avez été nombreux à plébisciter notre webinaire de format équivalent organisé en avril à propos de l’appel d’offres « PV Bâtiment » PPE 2. C’est donc reparti !

Prix : 150 €HT / participant

Contact administratif :​ Pour tout besoin spécifique ou renseignement complémentaire, merci de nous contacter à formation@tecsol.fr et 04 68 68 16 50.

Pour s’inscrire…