Le gouvernement prépare, dans le cadre du projet de loi de finances pour 2027, une nouvelle offensive contre les situations qu’il considère comme des « surrémunérations » dans le photovoltaïque. Selon Les Echos, l’exécutif envisage de revoir le soutien accordé à une partie des installations solaires existantes.

La mesure vise principalement quelque 8 000 installations de 300 à 500 kWc relevant de l’arrêté tarifaire S21. Le principe serait de soumettre ces contrats à un audit pouvant, dans certains cas, conduire à une révision à la baisse des tarifs d’achat. Le ministère met en avant l’écart entre un tarif cible de 92 €/MWh notifié à la Commission européenne et un tarif moyen actuellement proche de 110 €/MWh.

Cette nouvelle initiative intervient après plusieurs tentatives de réduction du soutien à d’anciennes installations photovoltaïques. L’objectif affiché par l’État reste de limiter les niveaux de rémunération considérés comme excessifs et de réduire la charge supportée par les finances publiques.

Mais le sujet est particulièrement sensible pour la filière. Les installations concernées sont souvent implantées sur des bâtiments agricoles, des toitures de collectivités ou des locaux de PME. Enerplan conteste notamment l’idée qu’un tarif élevé suffise à caractériser une sur-rémunération, estimant que la rentabilité doit être appréciée en tenant compte des coûts d’investissement et de financement.

Dans le même temps, Les Echos souligne que l’État devrait parallèlement verser une somme importante à la filière photovoltaïque pour solder un ancien contentieux. Cette double séquence illustre la complexité persistante des relations entre l’État et les producteurs solaires : réduire les dépenses futures tout en réglant les conséquences de décisions passées.

Lire l’article sur le site Les Echos

    

Enerplan monte au créneau après l’annonce de l’inscription, dans le projet de loi de finances pour 2027, d’un audit pouvant conduire à une révision à la baisse des tarifs d’achat de quelque 8 000 installations photovoltaïques de 300 à 500 kWc relevant de l’arrêté S21. Le syndicat demande le retrait de cette disposition, qu’il considère comme une remise en cause de contrats conclus depuis 2021 et un signal négatif pour les investisseurs. 

Dans un communiqué publié le 18 septembre, Enerplan réagit vivement à la perspective d’un audit des installations photovoltaïques bénéficiant du tarif S21 dans la tranche de puissance comprise entre 300 et 500 kWc. Selon le syndicat, la mesure pourrait concerner environ 8 000 installations, principalement situées sur des bâtiments agricoles, des équipements de collectivités, mais aussi sur des bâtiments de PME et d’artisans.

La mesure évoquée par le gouvernement s’inscrit dans le PLF 2027 et pourrait déboucher, après audit, sur une réduction de certains tarifs d’achat. Enerplan souligne que le gain budgétaire attendu n’est, à ce stade, pas chiffré par le ministère.

Un écart entre tarif cible et tarif constaté

D’après le communiqué, le ministère justifie cette démarche par l’écart entre un tarif cible de 92 €/MWh, qui aurait été notifié à la Commission européenne, et un tarif moyen constaté d’environ 110 €/MWh.

Enerplan conteste cependant l’interprétation de cet écart. Le syndicat rappelle que les producteurs n’ont pas fixé eux-mêmes les tarifs : ceux-ci résultent de l’arrêté S21 et de ses mécanismes d’indexation. L’évolution des montants versés serait donc, selon lui, la conséquence des règles définies par l’État et du contexte inflationniste qui a affecté les équipements, les matières premières et les taux d’intérêt.

Le syndicat insiste également sur la différence entre niveau du tarif et rentabilité effective. Une rémunération exprimée en €/MWh ne permettrait pas, à elle seule, de conclure à une éventuelle sur-rémunération : il faudrait tenir compte du coût d’investissement et des conditions de financement propres à chaque projet.

Agriculteurs et collectivités en première ligne

Pour Enerplan, les conséquences pourraient être particulièrement sensibles pour le monde agricole. Dans de nombreux projets, les revenus photovoltaïques contribuent au financement des hangars ou autres bâtiments supportant les installations.

Les collectivités sont également concernées, avec des recettes parfois intégrées dans leurs budgets. Enfin, Enerplan rappelle que nombre de ces opérations ont été financées par des banques régionales ou par l’épargne collectée via le financement participatif.

Le syndicat souligne par ailleurs que le mécanisme d’obligation d’achat peut aussi bénéficier à la collectivité : lorsque les prix de marché dépassent le tarif contractuel, comme ce fut le cas en 2022, les producteurs ne captent pas la totalité de cette hausse, l’écart venant réduire les charges de service public de l’énergie.

Enerplan invoque la stabilité contractuelle

Au-delà du niveau des tarifs, Enerplan place le débat sur le terrain de la confiance des investisseurs. Le syndicat estime qu’une modification de contrats établis selon les règles fixées par l’État pourrait peser sur la perception du risque réglementaire par les producteurs, les banques et les investisseurs.

Cette inquiétude intervient alors que le cadre du solaire sur bâtiments connaît déjà plusieurs évolutions. La PPE3 prévoit notamment un recours accru aux appels d’offres pour le photovoltaïque de 100 à 500 kWc, avec des volumes dédiés au petit solaire sur bâtiment.

Une demande de retrait de la mesure

Enerplan demande donc au gouvernement de retirer la disposition du PLF 2027. À défaut, le syndicat réclame la publication préalable de la méthode d’audit, l’exclusion des projets dont la rentabilité resterait conforme aux paramètres de l’arrêté S21 et l’ouverture d’une concertation avant l’examen parlementaire.

Son président Daniel Bour dénonce, dans des termes particulièrement sévères, l’absence de concertation et le risque que cette annonce fait peser sur les entreprises de la filière. Il appelle le gouvernement à revenir rapidement sur cette disposition.

Pour Enerplan, le débat dépasse ainsi le seul niveau de soutien accordé à quelques milliers de centrales : c’est la stabilité du cadre contractuel du photovoltaïque et, par ricochet, la capacité de la filière à attirer durablement des financements qui sont en jeu.

Télécharger le communiqué de presse

    

Avec la disparition du guichet ouvert S21 pour les installations de 100 à 500 kWc et la multiplication des épisodes de prix négatifs, le stockage devient un élément central des nouveaux projets photovoltaïques. TECSOL consacrera, le jeudi 24 septembre 2026, une formation exceptionnelle aux dimensions techniques, économiques, juridiques et financières des systèmes hybrides associant solaire et batteries. 

Le paysage du photovoltaïque français se redessine. La disparition du guichet ouvert S21 sur le segment de puissance compris entre 100 et 500 kWc modifie les conditions de développement des projets, tandis que la multiplication des prix négatifs sur les marchés de l’électricité fragilise la valeur de l’énergie injectée au moment où les centrales solaires produisent le plus.

Dans ce contexte, la rentabilité d’une installation photovoltaïque dépendra de plus en plus de sa capacité à adapter la production aux besoins et aux signaux du marché. Le stockage permet de conserver l’électricité solaire lorsqu’elle est abondante, puis de la restituer lorsque la consommation ou les prix sont plus élevés. Cette association ouvre la voie à de nouveaux modèles hybrides, aussi bien pour les petites installations que pour les centrales de plus grande puissance.

Afin d’accompagner les professionnels dans cette évolution, TECSOL organise, le 24 septembre prochain, une formation exceptionnelle en ligne intitulée « Photovoltaïque & Stockage ». Cette journée apportera une vision complète des enjeux techniques, juridiques, économiques et financiers liés au déploiement d’un projet associant une centrale solaire et un système de stockage.

Comprendre les technologies et concevoir l’installation

La matinée débutera par une présentation du marché français du photovoltaïque commercial et industriel. Les caractéristiques des différents segments seront analysées, ainsi que l’évolution attendue vers des projets combinant systématiquement production solaire, stockage et pilotage de l’énergie.

La partie technique présentera les principales technologies de stockage chimique, avec leurs avantages et leurs limites respectives. Les participants étudieront les composants d’un système photovoltaïque avec batteries ainsi que les différents schémas de raccordement possibles.

Une attention particulière sera portée aux critères de dimensionnement : capacité énergétique, puissance, profondeur de décharge, rendement, durée de vie et nombre de cycles. Les délais de déploiement et les obligations de sécurité seront également abordés, notamment la protection contre les surcharges et le risque d’incendie.

Sécuriser juridiquement et financièrement les projets

Le stockage ne se réduit pas au choix d’une batterie. Son intégration soulève des questions d’autorisation, de raccordement, de responsabilité et de fiscalité.

La formation précisera les démarches nécessaires à la réalisation d’un projet hybride, le rôle des différents acteurs et les principaux montages contractuels. Leurs avantages et leurs inconvénients seront étudiés sous l’angle de la répartition des risques et de la bancabilité.

Le statut du stockage dans une opération d’autoconsommation fera l’objet d’un développement spécifique, avec ses conséquences fiscales et tarifaires, notamment en matière de tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité.

L’après-midi sera consacré à l’économie des projets. Les coûts d’investissement et d’exploitation seront comparés aux différentes sources de revenus envisageables : augmentation du taux d’autoconsommation, décalage de la production solaire, arbitrage sur les marchés, mécanisme de capacité ou fourniture de services au système électrique.

Les participants apprendront à comparer la rentabilité d’une batterie autonome avec celle d’un système hybride photovoltaïque-stockage et à identifier les indicateurs essentiels à la décision d’investissement. Les conditions de financement des projets seront également examinées.

Des études de cas pour passer à la pratique

La dernière séquence permettra de mettre en application les connaissances acquises. Une première étude de cas portera sur le dimensionnement d’un système photovoltaïque avec stockage. Une seconde sera consacrée à l’intégration d’une batterie dans une opération d’autoconsommation collective.

L’objectif professionnel de la journée est de permettre aux participants de maîtriser les différentes étapes du déploiement d’un projet photovoltaïque associé à du stockage. Aucun prérequis n’est demandé. Les inscrits pourront transmettre à l’avance leurs attentes ou les problématiques qu’ils souhaitent voir abordées.

La formation sera évaluée par un quiz et un questionnaire de satisfaction. À son issue, chaque participant recevra le support pédagogique ainsi qu’une foire aux questions regroupant les interrogations formulées pendant la journée et les réponses des formateurs.

Informations pratiques

La formation se déroulera le jeudi 24 septembre 2026, de 9 heures à 12 h 15 puis de 13 h 45 à 17 heures, dans une classe virtuelle accessible par une salle Zoom Premium.

Le tarif est fixé à 250 euros HT par participant. Le référent pédagogique est Sébastien Decottegnie, ingénieur et responsable de la formation chez TECSOL.

Pour tout renseignement ou besoin spécifique, le service formation est joignable à l’adresse formation@tecsol.fr ou au 04 68 68 16 50.

Programme et inscription

    

Invité de BFM Business jeudi 17 septembre, Michel-Édouard Leclerc a livré un plaidoyer très direct en faveur de l’électrification, du solaire et, plus largement, de la décarbonation des activités commerciales. Le président du comité stratégique des centres E.Leclerc revendique une stratégie d’action rapide, indépendante des hésitations du débat public, avec un objectif annoncé de près de 2 millions de mètres carrés de panneaux solaires. 

Michel-Édouard Leclerc ne veut pas attendre. Interrogé sur BFM Business le 17 septembre, le dirigeant de l’enseigne E.Leclerc a défendu une approche résolument pragmatique de la transition énergétique : avancer dans la décarbonation par l’électrification, le solaire et la concurrence entre enseignes.

« Avec les Leclerc, avec mes concurrents, dans une saine concurrence, on va aller plus vite pour la décarbonation », a-t-il expliqué, avant d’ajouter : « L’électricité, on y va à fond. » L’entretien a été diffusé dans La Grande Interview BFM La Tribune, où Michel-Édouard Leclerc était reçu notamment par Hedwige Chevrillon.

Bientôt deux millions de mètres carrés de panneaux solaires

Le propos le plus marquant concerne directement le photovoltaïque. Michel-Édouard Leclerc annonce que l’enseigne devrait bientôt atteindre 2 millions de mètres carrés de panneaux solaires.

Il inscrit ce déploiement dans une stratégie plus large de réduction de l’empreinte carbone du groupe : « On s’est donné comme objectif de décarboner la moitié de notre activité d’ici 2035. »

Pour le dirigeant, cette orientation ne doit pas dépendre des fluctuations du débat politique ou géopolitique. Il affirme vouloir poursuivre la trajectoire engagée sans attendre que se stabilisent les controverses sur les relations Chine–États-Unis ou sur les politiques climatiques internationales.

BFM Business a d’ailleurs résumé sa position de manière très claire : Michel-Édouard Leclerc entend aller « plus vite » sur la décarbonation, en poussant fortement l’électricité et les panneaux solaires.

Le « vert » comme valeur patrimoniale

Le dirigeant va plus loin en donnant à la performance environnementale une dimension patrimoniale.

À ses yeux, un magasin performant sur le plan environnemental pourrait demain bénéficier d’une valorisation comparable à celle d’un logement bénéficiant d’un bon classement énergétique.

Il établit ainsi un parallèle entre la valeur environnementale d’un bâtiment, les systèmes de notation appliqués aux produits de consommation et la performance des surfaces commerciales.

Cette logique traduit un changement de perspective : la décarbonation n’est plus seulement présentée comme une contrainte réglementaire ou une responsabilité environnementale, mais comme un élément susceptible de renforcer la valeur économique des actifs.

« Nous, l’écologie, on prend ! »

Michel-Édouard Leclerc revendique également une volonté d’avancer sur l’information environnementale des produits.

Il cite notamment les marques textiles de l’enseigne, soumises à des démarches d’évaluation environnementale, ainsi que la volonté d’afficher progressivement des informations relatives à l’empreinte carbone des marques de distributeur.

Son discours repose sur une idée simple : les entreprises peuvent avancer plus rapidement que le calendrier du débat politique.

« Nous, l’écologie, on prend ! », résume-t-il, selon l’extrait diffusé par BFM Business.

« Ils se demandent encore s’il faut pousser les panneaux solaires… Nous, on y va ! »

La conclusion de son intervention résonne particulièrement dans le secteur photovoltaïque.

Michel-Édouard Leclerc oppose le volontarisme des acteurs économiques aux controverses récurrentes sur le mix électrique français :

« Ils en sont encore à se demander s’il faut pousser les panneaux solaires ou si ça contredit le nucléaire. On y va ! »

Une formule qui résume une position assumée : pour le dirigeant de E.Leclerc, le développement du solaire et l’électrification ne doivent pas attendre que le débat entre nucléaire et renouvelables soit définitivement tranché.

Avec près de 2 millions de mètres carrés de panneaux solaires annoncés et un objectif de réduction de moitié de l’empreinte carbone de l’activité d’ici 2035, le mouvement E.Leclerc entend ainsi faire du solaire l’un des instruments concrets de sa stratégie de décarbonation.

    

Plein Soleil : Au sein de votre activité tournée vers le solaire résidentiel en autoconsommation, le stockage a-t-il la cote ?

Guillaume Bodson : Nous avons commencé à commercialiser une offre de stockage il y a trois ans déjà. Aujourd’hui, notre offre SolarBoost, PV+batterie représente entre 90 et 95% de notre business. Le stockage est devenu incontournable. Solaire et batterie sont deux mondes qui cohabitent. Nous avons même ouvert cette offre à des partenaires certifiés, une quinzaine à ce jour, qui nous permet de couvrir l’ensemble du territoire. SolarBoost a le vent en poupe. Nous disposons ainsi aujourd’hui d’un parc de plusieurs centaines de batteries.

PS : Comment parvenez-vous à valoriser l’apport de la batterie auprès de vos clients ?

GB : Il faut savoir qu’Octopus Energy dispose de la double casquette d’installateur et de fournisseur d’énergie. En tant que fournisseur, nous sommes en capacité de valoriser une solution hybride solaire à la maille du contrat d’énergie. C’est notre valeur ajoutée. Nous assurons ainsi le rôle de responsable d’équilibre et pilotons le parc de batteries ce qui nous permet de rémunérer nos clients en fonction de la capacité de la batterie. Par exemple, pour 10 kWh, nous octroyons 30 euros par mois pendant trois ans.

Attention cependant, nous sommes très pointilleux sur le choix de la batterie, sa capacité, son potentiel de charge et décharge, sa durée de vie et le software qui est aujourd’hui un maillon essentiel dans la finesse de pilotage. Nous avons ainsi sélectionné cinq à six partenaires industriels qui offrent des garanties en la matière. L’enjeu est beaucoup sur le soft pour optimiser la rentabilité économique.

 PS : Ce qui veut dire, et vous nous en ferez part lors de la formation, qu’il est possible de trouver des poches de valeur avec une batterie ?

GB : Absolument. Quand on évoque la valorisation via le stockage, les gens pensent immédiatement à l’achat/revente. Mais il s’agit d’une toute petite poche qui nécessite des conditions optimales comme un spread super élevé pour rentabiliser l’opération. Il y a aussi les services systèmes. Mais là où nous tirons notre épingle du jeu en tant que fournisseur, c’est dans l’atténuation du risque. Un peu comme pour les assurances. Je m’explique. Le client a un prix fixé pour l’année, nous par quart d’heure. Par cette temporalité, il est possible pour nous, grâce au pilotage des batteries, de dérisquer nos enjeux de services en énergie à nos clients. Une poche de valorisation non négligeable que j’expliquerais en détail lors de la formation.

Pour s’inscrire à la formation de jeudi prochain

    

Frédéric Joffre, ingénieur, consultant pour la société d’ingénierie Tecsol, fera partie des experts de la formation Tecsol dédiée au stockage du 24 septembre prochain. Avant-goût de l’événement en trois questions !

Plein Soleil : La veille de la formation, vous présentez une keynote à l’Université de l’Autoconsommation Photovoltaïque 2026 sur le thème « Solaire : le stockage est-il devenu incontournable ? ». Sans trop dévoiler votre intervention, quel est votre argumentaire ?

Frédéric Joffre : Les soutiens publics au photovoltaïque diminuent avec la fin du guichet S21 pour les 100-500 kWc, la baisse des volumes mis en appel d’offres par la CRE, les sorties d’obligation d’achat, la prime pour prix négatifs recalibrée par la CRE ou encore les coupes budgétaires sur l’énergie. Ce n’est pas une bonne nouvelle en soi : cela déstabilise tout un écosystème qui s’était habitué à des règles du jeu qui fonctionnaient bien. C’en est une en revanche au sens où le marché pourra vivre indépendamment des volumes calibrés par des périodes d’appels d’offres.

Le modèle économique bascule d’un marché subventionné vers un marché naturel, où le stockage rend un projet solaire rentable en valorisant sa production aux heures les plus chères. Quatre ruptures sont déjà à l’œuvre et porteront jusqu’en 2030 : des cellules conçues pour le stationnaire, la technologie sodium-ion, des produits standardisés pour tous les segments de marché (résidentiel, C&I pour commercial et industriel, et utility-scale) et le parc de véhicules électriques, dont la batterie est déjà payée par la mobilité. Elles ouvrent au solaire distribué couplé au stockage des modèles économiques inédits.

À terme, la hausse de la consommation qui se dessine (climatisation, véhicules électriques, data centers IA) et la baisse de la production nucléaire en été rendront le marché porteur pour le photovoltaïque pilotable, c’est-à-dire couplé à des solutions de stockage. La durée de ce stockage s’allongera au fil des évolutions technologiques et de la baisse des prix, jusqu’à tendre vers un quasi-« baseload » solaire. Cette trajectoire de consommation, on attend que RTE la confirme dans l’édition 2026 de son Bilan prévisionnel, en prenant la mesure des data centers IA, dont les besoins n’ont rien à voir avec ceux des data centers d’hébergement colocalisés que l’on connaissait jusque-là en France.

PS : Pour vous, la question n’est plus « si », mais « où et comment » ?

FJ : La volatilité des prix est devenue la matière première du stockage : heures à prix négatifs en journée, pointes du soir au plus haut depuis trois ans en septembre 2026. En été 2025, le prix moyen des jours ouvrés entre 18h et 21h valait 3,5 fois celui de 10h à 18h. Un projet PV se pense désormais avec stockage : il vend aux heures qui sont les mieux valorisées sur les marchés et redevient rentable. Rentable d’abord, finançable ensuite : les banques se méfient des revenus de marché, qu’elles considèrent comme risqués au regard des habitudes prises jusque-là avec les tarifs garantis, et veulent une part de revenus sécurisée.

Sur la capacité à financer les projets hybrides, il faut que l’écosystème fasse évoluer ses règles du financement d’infrastructures classique pour couvrir cette nouvelle catégorie d’actifs que sont les batteries couplées à un actif EnR en hybridation. Aujourd’hui, ce sont des ovnis dans le financement de projet, mais cela va vite devenir la norme, et certaines banques sont tout à fait capables d’appréhender ce risque de marché, comme elles le font dans d’autres domaines de l’économie.

Côté technologie, le chemin parcouru est considérable. Il y a quinze ans, sur nos premiers projets de stockage, la batterie du solaire distribué, c’était du plomb ouvert ou du gel : 50 % de profondeur de décharge, 1 000 à 1 500 cycles, 480 kg pour 4,5 kWh utiles. Le lithium fer phosphate (LFP) a été une rupture : les mêmes 4,5 kWh utiles tiennent aujourd’hui dans un module de 40 kg, dix fois moins lourd, avec six fois plus de cycles, une stabilité, et un coût du kWh cyclé divisé par dix.

L’amélioration de ces performances a accéléré de manière drastique depuis 2022, et depuis, c’est la course à l’innovation et à la baisse des prix. Le coût clé en main d’un BESS (Battery Energy Storage System) a ainsi chuté de 70 % depuis 2022 (117 $/kWh en moyenne mondiale en 2025). Mais attention au raccourci : la cellule ne pèse que 60 % du système, et une cellule deux fois moins chère ne divise pas le coût du projet par deux.

À noter, l’arrivée du sodium-ion sur le stationnaire. Ni lithium, ni cobalt, ni nickel, ni cuivre, et 20 000 cycles annoncés, avec une garantie de 30 ans pour le système TENER Sodium présenté par CATL en juin 2026 à Munich. La baisse du prix du sodium-ion est en cours, au rythme de la montée en puissance industrielle, avec un objectif de parité avec le LFP en 2030. Et sa promesse va au-delà : des matières premières abondantes et bon marché, et donc, à terme, une cellule moins chère que le LFP.

Plaçons-nous dans cette configuration, avec une cellule sodium-ion 20 à 30 % moins chère. Le bon indicateur n’est alors plus le prix du kWh installé, c’est le coût actualisé du kWh stocké sur la durée du projet, le LCOS (Levelized Cost of Storage). Prenons le cas typique du solaire avec arbitrage sur une batterie 4 heures, deux cycles par jour : un sur les prix négatifs de la mi-journée, un sur la pointe du soir. À ce rythme, un système LFP épuise ses 8 000 cycles en une dizaine d’années et doit changer ses cellules, quand le sodium-ion tient plus de vingt-cinq ans. Résultat sur 30 ans : un LCOS inférieur d’environ 25 % pour le sodium-ion. Il ne sera pas seulement une alternative sans métaux critiques, ce sera la chimie la moins chère au kWh stocké pour le solaire distribué qui cycle tous les jours.

PS : De la keynote à la formation du lendemain, quelles sont les passerelles ?

FJ : En vingt minutes, la keynote de l’UAPV pose les questions et donne le « pourquoi ». La formation du lendemain, jeudi 24 septembre 2026 (en ligne, de 9h à 12h15 et de 13h45 à 17h), y répondra et donnera le « comment », module par module. Quels segments C&I basculent en premier vers l’hybride PV + batterie ? Quelle chimie, quelle durée, quel schéma de raccordement choisir ? Qui a le droit de faire quoi ? Quel statut pour une batterie en autoconsommation collective ? Quelles contraintes réglementaires pèsent sur le coût ? Autant d’aspects juridiques qui seront traités par Corinne Lepage lors de la formation. Les aspects économiques seront passés en revue : coûts, revenus, rentabilité, financement, avec le regard de Jean-Sylvain Ruggiu (BPCE). Le dimensionnement sera concrètement abordé pour un projet PV + stockage, en stand-alone ou en boucle d’autoconsommation collective. Sans oublier des études de cas pratiques !

Pour s’inscrire à la formation en ligne du 24 septembre

Pour participer à l’Université de l’autoconsommation d’Enerplan

    

Photovoltaïque, autoconsommation, monitoring et solaire thermique seront au programme d’une nouvelle semaine de formations gratuites organisée par Tecsol du 5 au 9 octobre. Chaque jour, de 14h à 15h, un cours en ligne d’une heure permettra d’aborder un thème concret et directement opérationnel.

Tecsol renouvelle début octobre son programme de cours gratuits de formation à l’énergie solaire. Pendant cinq jours, du 5 au 9 octobre, professionnels, porteurs de projets et personnes souhaitant approfondir leurs connaissances pourront suivre gratuitement une série de rendez-vous en ligne consacrés au photovoltaïque, à l’autoconsommation et au solaire thermique.

Le principe est simple : un thème par jour, une heure de formation, de 14h à 15h. L’objectif est de proposer des contenus accessibles, ciblés et utiles pour mieux comprendre les principaux enjeux techniques, réglementaires et économiques des projets solaires.

Cinq rendez-vous, cinq thèmes

La semaine débutera le 5 octobre avec une session intitulée « Maîtrisez l’autoconsommation solaire », consacrée aux fondamentaux et aux principales clés de réussite d’un projet.

Le 6 octobre, la formation portera sur le cadre juridique de l’autoconsommation, un sujet devenu incontournable à mesure que les projets se diversifient et que les montages se complexifient.

Le 7 octobre, Tecsol proposera un cours consacré à l’autoconsommation collective, avec pour objectif d’aider les participants à mieux appréhender les différentes étapes nécessaires à la réussite d’un projet.

Le 8 octobre, place au monitoring photovoltaïque. Cette session sera centrée sur le suivi de la performance des installations et sur les outils permettant d’identifier les écarts de production ou les dysfonctionnements.

Enfin, le 9 octobre, la semaine se conclura par une formation dédiée au solaire thermique, avec un focus sur les moyens de maximiser les performances des installations.

Avec ce format d’une heure par jour, Tecsol entend proposer une approche pratique de la formation, compatible avec les contraintes professionnelles des participants.

Une formule courte et accessible

Ces rendez-vous constituent aussi une occasion de mettre à jour ses connaissances, découvrir de nouveaux sujets et échanger autour des évolutions du secteur solaire, qu’il s’agisse du photovoltaïque, de l’autoconsommation ou du solaire thermique.

Les cinq cours sont proposés gratuitement et en ligne.

Programme et inscription gratuite

    

Par Jérôme Lefort, Avocat Associé Partner, LLC et Associés. Jusqu’à présent, un avis défavorable de la commission départementale de préservation des espaces naturels, agricoles et forestiers (CDPENAF) ne pouvait être contesté qu’à travers le refus de permis de construire qui le suivait. La cour administrative d’appel de Toulouse (CAA Toulouse, 4e ch., 24 juillet 2026, n° 25TL02470) admet que cet avis peut être attaqué pour lui-même lorsqu’il ferme l’accès à un appel d’offres de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Elle l’annule ensuite au fond et enjoint à la préfète de faire rendre un avis favorable. Pour les développeurs, l’arrêt ouvre un levier contentieux nouveau et rappelle ce qu’un dossier agrivoltaïque doit contenir pour résister à la commission.

L’affaire en quelques lignes

Une société dépose une demande de permis de construire pour des serres tunnel à toiture photovoltaïque destinées à un verger de cerisiers en agriculture biologique à Béziers : huit hectares, 30 807 m² d’ombrières, 8 MWc. La CDPENAF de l’Hérault rend un avis défavorable, puis le préfet refuse le permis. Le tribunal administratif de Montpellier annule le refus et ordonne la délivrance d’un certificat de permis tacite (TA Montpellier, 9 octobre 2025, n° 2407360), mais juge irrecevable le recours dirigé contre l’avis, qualifié d’acte préparatoire. La société fait appel sur ce seul point. Elle obtient gain de cause : le permis étant acquis, c’était l’avis défavorable, à lui seul, qui continuait de lui interdire de candidater à l’appel d’offres.

Les apports de la décision

Le principe reste celui de la jurisprudence classique : un avis, même conforme, est un acte préparatoire dont la légalité se discute à l’occasion du recours contre la décision finale (CE, Ass., 26 octobre 2001, Eisenchteter, n° 216471). La cour ne le remet pas en cause. Elle constate qu’en l’espèce, l’avis produit un effet propre, extérieur à la procédure d’urbanisme.

Le paragraphe 3.2.10 du cahier des charges de l’appel d’offres « centrales sur bâtiments, serres agrivoltaïques, hangars, ombrières et ombrières agrivoltaïques » de plus de 500 kWc (version du 14 novembre 2022), organisé en application des articles L. 311-10 et L. 311-12 du code de l’énergie, impose au candidat de joindre un avis favorable de la CDPENAF lorsque celle-ci s’est prononcée.

Un avis défavorable « rend impossible la constitution d’un dossier susceptible d’aboutir à une décision favorable », sauf à déposer une candidature vouée au rejet dans le seul but de provoquer une décision attaquable devant le Conseil d’État. L’avis fait donc grief et peut être déféré au juge (point 10).

La formule n’est pas nouvelle. Elle est reprise mot pour mot de la décision par laquelle le Conseil d’État avait admis le recours contre le refus d’accord de Météo-France à l’implantation d’éoliennes à proximité de ses radars (CE, 11 mai 2016, Sté Intervent, n° 387484), et elle s’inscrit dans le mouvement plus général d’ouverture du recours aux actes produisant des effets économiques notables sur les opérateurs (CE, Ass., 21 mars 2016, Sté Fairvesta International, n° 368082). La solution demeure toutefois circonscrite. Il ressort de la motivation que l’avis n’est attaquable que si le projet relève d’un appel d’offres de la CRE, si le cahier des charges applicable exige un avis favorable de la CDPENAF et si l’avis rendu est défavorable. Hors de ce cadre, l’avis conserve sa nature d’acte préparatoire.

Le raisonnement paraît en revanche transposable chaque fois qu’un avis consultatif conditionne, par l’effet d’un règlement de consultation ou d’un dispositif de soutien, l’accès à une procédure distincte. Un point reste ouvert : le sort des avis rendus sous le régime de l’article L. 111-31 du code de l’urbanisme (avis conforme, valant « pour toutes les procédures administratives nécessaires aux projets d’installations agrivoltaïques »), non applicable en l’espèce car la demande était antérieure au décret n° 2024-318 du 8 avril 2024. La portée transversale que la loi donne à cet avis rend l’extension de la solution très probable, mais le Conseil d’État ne s’est prononcé, à ce stade, que sur la constitutionnalité du mécanisme (CE, 18 septembre 2025, Sté Verso Energy, n° 495025) et sur la légalité du décret (CE, 16 mars 2026, Sté Verso Energy, n° 495025).

A noter que les juges ont examiné avec attention les motifs retenus : absence d’éléments chiffrés permettant de qualifier le projet d’agrivoltaïque, densité de plantation, réversibilité, taux de couverture, exploitant non propriétaire du foncier, surface représentant trois fois la surface agricole utile du demandeur, partage du revenu électrique, fragmentation d’un espace déjà grevé par d’autres centrales. Elle les confronte au volet agricole du dossier pour juger que la présence de panneaux « n’est pas de nature à retirer » aux ombrières « le caractère de constructions ou installations nécessaires à l’exploitation agricole » et que les autres motifs « ne permettent pas d’ôter au projet sa dimension agricole » de sorte que la commission « n’a pu légalement émettre un avis défavorable ».

Cette lecture rejoint celle du Conseil d’État, pour qui le législateur n’a pas donné à la CDPENAF « la possibilité de se prononcer de manière arbitraire » (CE, 16 mars 2026, Sté Verso Energy, n° 495025). L’avis d’opportunité est un avis finalisé : chaque motif doit se rattacher à l’objectif de préservation des terres et reposer sur les pièces du dossier. Les considérations tirées du montage économique, de la propriété du foncier ou de la taille du projet rapportée à l’exploitation ne suffisent pas lorsque la vocation agricole du terrain est démontrée. La cour en tire la conséquence la plus forte : elle enjoint à la préfète, sur le fondement de l’article L. 911-1 du code de justice administrative, de saisir la commission afin qu’elle rende un avis favorable dans un délai de trois mois, et non un simple réexamen.

Les enseignements pour les porteurs de projets

• Sécuriser le dossier avant l’avis

L’arrêt montre que l’issue dépend du volet agricole du dossier de demande. Ce document doit démontrer la nécessité des installations pour l’exploitation, et pas seulement leur compatibilité avec elle : fonction agronomique des structures (protection climatique, sanitaire), données de luminosité, densité et nature des cultures, rendement attendu, conditions de réversibilité et de démantèlement, articulation contractuelle entre exploitant et propriétaire, répartition des revenus. Pour les demandes déposées sous l’empire du décret du 8 avril 2024, ces éléments doivent être calibrés sur les critères réglementaires (articles R. 314-108 et suivants du code de l’énergie, R. 111-54 et suivants du code de l’urbanisme). Il est également recommandé de vérifier, avant la séance, le fondement de la saisine de la commission et de demander à être auditionné, l’audition étant obligatoire sous le régime de l’article L. 111-31 du code de l’urbanisme.

• Réagir dès la notification d’un avis défavorable

Un avis défavorable ne doit plus être traité comme une simple étape vers le refus de permis. Dès sa notification, il convient de vérifier si le projet relève d’un appel d’offres de la CRE, si le cahier des charges applicable exige un avis favorable et quelle période de candidature est visée. Lorsque ces conditions sont réunies, un recours pour excès de pouvoir peut être formé directement contre l’avis dans les deux mois de sa notification. Attendre le refus de permis, ou se contenter d’attaquer ce refus, expose le porteur à obtenir un permis tout en restant exclu de l’appel d’offres, situation qu’a précisément connue la société requérante.

Les deux recours peuvent être joints dans une même requête, avec des conclusions et des moyens distincts. Le dossier de recours doit établir l’effet de verrou (version du cahier des charges, clause applicable, éligibilité du projet, calendrier, conséquences sur le financement) puis, séparément, l’illégalité de l’avis (fondement erroné, motifs étrangers à l’objectif de préservation, contradiction avec les pièces du dossier). L’objectif à viser est l’injonction de rendre un avis favorable, seule mesure réellement utile au regard de la candidature. Ainsi, pour les développeurs, l’investissement dans la qualité du volet agricole et la réactivité contentieuse dès la notification de l’avis sont les deux leviers à mettre en place sans attendre.

    

Après la mise en service réussie d’un premier lot de 1,9 MWc en 2025, la coopérative Arterris, le producteur d’énergies renouvelables Solveo Energies et l’Agence Régionale de l’Énergie et du Climat (AREC) Occitanie franchissent une nouvelle étape avec l’inauguration, le 17 septembre dernier, du deuxième lot d’un projet solaire multi-solutions, portant à 5,4 MWc la puissance solaire installée sur le site industriel et le siège social d’Arterris à Castelnaudary. De l’autoconsommation à l’injection réseau : un modèle complet collaboratif un tantinet à contre-courant de l’époque !

Mis en service au printemps 2025 après un an de travaux, le premier lot du projet a permis de solariser les différents espaces disponibles sur la partie ouest du site industriel de la coopérative. Il associe plusieurs types d’installations photovoltaïques (3 ombrières de parking, 1 ombrière de stockage grande hauteur, 2 installations en toiture, 1 mini-parc). Ce premier lot est destiné à l’autoconsommation : environ 2 300 MWh d’électricité solaire par an sont injectés dans le réseau interne du site de Castelnaudary, couvrant environ 20 % de sa consommation annuelle. Le surplus de 170 MWh/an, est valorisé grâce à un dispositif d’autoconsommation collective patrimoniale au bénéfice de la Conserverie du Languedoc, filiale d’Arterris située à environ 1 km. Arterris est propriétaire des installations du premier lot. Solveo Energies en a assuré la conception et la construction et assure leur exploitation-maintenance sur une durée de 20 ans.

« Rendre nos activités plus résilientes et plus durables »

Achevé à l’été 2026 après un an de travaux, le deuxième lot est quant à lui destiné à injecter de l’électricité verte dans le réseau public. Il couvre la moitié Est du site industriel d’Arterris, optimisant chaque mètre carré disponible. Lauréat d’un appel d’offres de la CRE en juillet 2024, ce lot repose sur un modèle de co-investissement associant Arterris, l’AREC Occitanie et Solveo Energies, tous trois copropriétaires du projet. Ce lot se distingue par son optimisation technique : 16 000 m² de panneaux photovoltaïques ont été déployés sur les toitures des bâtiments « semences » et « produits semis-finis », tandis que deux ombrières grande hauteur de 230 mètres de long ont été spécifiquement érigées au-dessus des bennes de céréales. D’une puissance de 3,5 MWc, ce deuxième lot fournit une production énergétique équivalente à la consommation électrique de 910 foyers. 

« Avec ce deuxième lot, nous franchissons une nouvelle étape dans notre trajectoire énergétique. Ce projet traduit concrètement notre volonté de rendre nos activités plus résilientes et plus durables, en valorisant les infrastructures dont nous disposons déjà pour produire une énergie renouvelable au plus près de nos besoins et de nos activités », souligne Elisabeth Parreno, Responsable RSE d’Arterris.

Un projet global qui optimise chaque mètre carré du site

Au-delà de la puissance énergétique installée, le projet de centrale solaire de Castelnaudary se distingue par la diversité des solutions déployées : ombrières de parking et de stockage, centrales en toiture, centrale au sol et désormais ombrières grande hauteur au-dessus des bennes céréalières. Cette approche permet de valoriser des surfaces industrielles existantes sans artificialiser de nouveaux espaces, tout en associant production d’énergie et usages opérationnels du site. Les ombrières grande hauteur du deuxième lot présentent un double intérêt : produire de l’électricité renouvelable et protéger les bennes et les productions qu’elles abritent des aléas climatiques. 

« La mise en service de ce deuxième lot vient concrétiser toute la richesse du projet de Castelnaudary : en quelques années, nous avons déployé une véritable palette de solutions photovoltaïques, adaptées aux différents usages d’un site industriel en activité. Ce projet démontre que le solaire peut s’intégrer pleinement aux infrastructures industrielles tout en créant de la valeur énergétique et territoriale », ajoute Jean-Marc Mateos, Président de Solveo Energies.

Avec les deux lots, le site de Castelnaudary devient ainsi un véritable hub énergétique local, combinant production solaire, autoconsommation, valorisation des infrastructures existantes et ancrage territorial. « Produire une énergie renouvelable locale tout en renforçant la compétitivité et la résilience des activités agricoles du territoire : c’est tout le sens de ce projet. Nous sommes fiers, aux côtés d’Arterris et de Solveo Energies, de contribuer à la concrétisation d’une réalisation ambitieuse, ancrée dans l’économie locale et pleinement alignée avec l’ambition régionale de faire de l’Occitanie une Région à Énergie Positive », conclut Christian Assaf, Président de l’AREC Occitanie.

Quelques chiffres…

• 5,4 MWc de puissance solaire installée (deux lots)
• 1,9 MWc (Puissance du premier lot)
• 3,5 MWc (Puissance du deuxième lot)
• 25 000 m² de panneaux photovoltaïques installés au total

    

TSE publie les résultats 2026 du suivi agronomique de trois sites solarisés. Bilan !

1. Sous l’ombrière de culture de Chadeleuf, dans le Puy-de-Dôme, une qualité meilleure

Après une année d’exploitation menée par Hervé Malgat (agriculteur), la sous l’ombrière de culture de Chadeleuf, dans le Puy-de-Dôme a été réalisée par Antédis et le suivi agronomique par la Chambre d’agriculture du Puy-de Dôme et le CETA de Limagne pour avaliser les résultats et disposer de résultats non contestables. Ce site de grandes cultures a accueilli cette année de l’orge d’hiver fourragère, moissonnée fin juin. Dans un contexte marqué par des températures particulièrement élevées dès le mois de mai, ces résultats mettent en évidence l’effet protecteur de l’agrivoltaïsme. Ils montrent aussi la capacité du pilotage agronomique à préserver le rendement et la qualité de la récolte.

Un rendement annuel similaire à la zone témoin, une qualité meilleure

Le site de Chadeleuf permet de comparer les résultats obtenus avec ceux d’une zone témoin sans panneaux solaires. Le pilotage alterne des phases de production solaire et des phases de pilotage agronomique selon deux méthodologies. La première, avec un pilotage à quelques moments clefs du développement de la plante (pilotage « Engagé » selon la nomenclature Palier de l’ADEME) et la seconde avec une alternance plus importante entre pilotage solaire et agronomique (pilotage « Robuste » selon la nomenclature Palier de l’ADEME). Avec ce pilotage Robuste, le rendement de la parcelle atteint 96% de celui observé dans la zone témoin. Mieux encore, grâce à la baisse du stress thermique sous l’ombrière, la qualité du grain s’est améliorée +3% du poids spécifique par rapport à la zone témoin.

Si l’on retient un pilotage Engagé, le rendement de la parcelle atteint 90% de la zone témoin avec une qualité meilleure du grain. Dans tous les cas de figure, les exigences du décret du 8 avril 2024 relatif au développement de l’agrivoltaïsme sont tenues. « Ces résultats montrent que l’agrivoltaïsme peut remplir son rôle : partager la lumière entre la production agricole et la production d’électricité, y compris dans un contexte de stress hydrique important. L’expérimentation menée à Chadeleuf confirme qu’un pilotage précis et méthodique permet d’obtenir un résultat optimal tant sur la production photovoltaïque que sur la culture ; il faut poursuivre pour encore optimiser ces résultats, et c’est bien l’objet du programme d’expérimentation dans lequel TSE investit » explique Frédéric Imbert, directeur R&D agronomie de TSE.

L’ombrière ne fait pas que de l’ombre : elle amortit les extrêmes

Le pilotage contribue à réguler les conditions agroclimatiques de la parcelle et à améliorer le bilan hydrique. Sur l’ensemble de la saison, l’évapotranspiration a diminué de 20 % permettant une meilleure gestion de l’eau.

L’effet protecteur est plus marqué pendant les épisodes de forte chaleur et la température de l’air au niveau des cultures a diminué de 4,1 °C au plus chaud de la journée. L’évapotranspiration a été réduite de 2,15 mm par jour pendant ces épisodes.

À l’inverse, les nuits les plus froides sont jusqu’à 3 °C plus chaudes, réduisant ainsi l’amplitude thermique journalière d’environ 1,5 °C en moyenne sur l’année sous la canopée agricole de Brouchy (2025 et 2026). On observe aussi des effets semblables sous l’ombrière de Chadeleuf en 2026.

« Je suis très satisfait de cette première année, tant au niveau de la coactivité que des résultats et des relations avec l’entreprise TSE. Au vu des résultats de la première année, l’agrivoltaïsme semble être une solution d’avenir » déclare Hervé Malgat, exploitant agricole à Chadeleuf.

Des résultats mesurés et comparés aux références locales

Le site de Chadeleuf est équipé de 18 capteurs de rayonnement, de 14 stations météorologiques et de 14 sondes mesurant la température et l’humidité du sol. La récolte a été réalisée par Antédis avec une moissonneuse-batteuse d’expérimentation. Les résultats ont aussi été mis en perspective avec les références locales de la Chambre d’agriculture du Puy-de-Dôme et du CETA de Limagne. Le poids spécifique est significativement supérieur au témoin sous ombrière, et au-dessus de la moyenne du bassin auvergnat.

Données à retenir pour le site démonstrateur agrivoltaïque de Chadeleuf : un rendement équivalent à la zone témoin, une meilleure qualité de grain

• 96 % du rendement de la zone témoin (Entre -4 et -10% de rendement selon le niveau de pilotage utilisé)
• Amélioration de la qualité de l’orge avec +3% du poids spécifique du grain
• -20% d’évapotranspiration sur toute la saison
• -4,1°C au plus chaud de la journée et -2,15mm/j d’évapotranspiration pendant les canicules
• Electricité verte fournie sur le démonstrateur de 0.76ha : 364MWh/an soit la consommation annuelle de 160 foyers

2. À Souleuvre-en-Bocage, des bovins plus longtemps au pâturage

Sous la canopée de Souleuvre-en-Bocage (Calvados), en 2026, à partir du mois de juillet, la prairie témoin s’est avérée complètement improductive et desséchée, alors que celle protégée par la canopée agricole continuait à produire en restant encore verte fin août. Dès les premières canicules en mai, les vaches montraient des signes de stress sur la zone témoin, tandis qu’elles restaient calmement allongées sous la canopée agricole. Lors des fortes chaleurs, les vaches situées dans la zone témoin, sans ombre, regagnent le bâtiment dès 9h30. Celles qui bénéficient de l’ombre de la canopée restent au pâturage jusqu’à l’heure habituelle de retour (12h). Yoann Bizet, exploitant agricole témoigne : « nous nous sommes aperçus que passés 20 degrés, le troupeau témoin attend directement à la barrière pour rentrer dans le bâtiment contrairement au troupeau sous l’ombrière, qui lui souffre bien moins de la température ».

Pour rappel, le fourrage récolté sous la canopée agricole de Souleuvre-en-Bocage en 2025 a présenté une très bonne qualité nutritionnelle globale, avec une teneur en protéines supérieure de 15 à 47% à celle du témoin (écart variable selon la saison). Les résultats définitifs concernant le fourrage 2026 seront publiés comme chaque année en octobre.

Mathieu Debonnet, président de TSE, analyse : « Les résultats de suivi agronomique de nos démonstrateurs agrivoltaïques sont excellents. Ils sont le fruit d’investissement important en R&D technologique et agronomique et de la qualité du travail des agriculteurs avec nos équipes. L’agrivoltaïsme de TSE, ça marche ! Plus loin, je voudrais également souligner que nous nous sommes alignés, avec succès, sur les objectifs de la loi APER répondant ainsi aux exigences de l’Etat et aux besoins du monde agricole ».

3. Sous la canopée agrivoltaïque d’Amance (70), un rendement en matière sèche supérieur de 19,6 %

Sous la canopée agrivoltaïque d’Amance (70), un maïs ensilage a été implanté le 25 avril 2026. Cette culture s’est révélée particulièrement exposée aux stress climatiques d’un printemps et d’un été 2026 marqués par une sécheresse et des chaleurs historiques : un mois d’avril sans précipitation, coïncidant avec la levée du maïs, suivi d’une période chaude et sèche durant la fin de l’élongation et durant la floraison — stade particulièrement sensible de la culture — avec des températures dépassant 35°C en zone extérieure. Dans ce contexte, la canopée a exercé l’effet protecteur attendu.

Celui-ci s’est notamment traduit au niveau des épis, où des problèmes de stérilité sont apparus, principalement sur la zone témoin, bien que quelques symptômes similaires aient également été observés sous canopée. Cet effet protecteur se retrouve aussi au niveau de la hauteur totale de la culture, en moyenne 40 cm plus élevée sous la canopée que sur le témoin (200 cm contre 160 cm). Ces écarts se traduisent finalement par un rendement en matière sèche supérieur de 19,6 % sous la canopée par rapport au témoin. Si la récolte sous canopée a elle aussi été affectée par cet épisode de chaleur exceptionnelle, l’agrivoltaïsme a permis d’en atténuer les effets et de sécuriser une récolte de fourrage. Les analyses qualité, reçues récemment, sont encore en cours de traitement.