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

    

Un collectif élargi de développeurs photovoltaïques – Sun’R, Apex Energies, CVE, GreenYellow, Idex, Mexens, Orion Energies, See You Sun, Tenergie, Telamon, Unite, Enoé et Urbasolar – vient de publier un communiqué pour appeler le Gouvernement à publier deux appels d’offres « bâtiment » de 300 MWc avant la présidentielle 2027, conformément à la PPE 3. Mise au point !

Alors que l’été nous a brutalement rappelé les conséquences du réchauffement climatique et l’urgence de nous adapter, seul un appel d’offres neutre de 500 MW est aujourd’hui prévu d’ici la fin de l’année pour les projets photovoltaïques (ainsi qu’un autre en janvier 2027 dans des modalités qui sont en cours de définition).

A la suite d’une première note d’alerte au cours de l’été, un collectif élargi de développeurs photovoltaïques1 rappelle que « ce calendrier des appels d’offres de la CRE revient à condamner à mort la filière du photovoltaïque sur bâtiments, toitures et ombrières, en contradiction avec plusieurs années de politiques publiques nationales et avec les stratégies de transition énergétique priorisées dans les territoires ».

« Non seulement les volumes appelés sont très en dessous des engagements pris par le Gouvernement lors de la publication de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3) en février 2026 et ne sont pas à la hauteur de l’enjeu qu’est la transition énergétique, mais la généralisation brutale des AO « neutres » crée un moratoire de fait sur le solaire sur bâtiment qui ne dispose plus de voie de financement. » 

Le collectif d’entreprises appelle le Gouvernement « à respecter ses engagements, à faire preuve de cohérence avec ses propres politiques publiques et à donner de la visibilité à une filière industrielle prête à investir pour la transition écologique et la souveraineté énergétique de notre pays », en publiant deux appels d’offres « bâtiment » de 300 MWc d’ici à l’élection présidentielle 2027, dans le respect de la PPE 3 publiée en février 2026 par ce même Gouvernement.

L’été 2026 : un implacable rappel de la nécessité d’accélérer la transition énergétique

La France vient de connaître son été le plus chaud avec 53 jours en « vague de chaleur ». Les incendies qui ont ravagé des milliers d’hectares et la sécheresse sans précédent des sols ont eu un impact considérable sur les milieux naturels, humains et économiques. L’annonce d’un plan de soutien aux agriculteurs à hauteur d’un milliard d’euros pour couvrir une partie des pertes de ces seuls 53 jours illustre le coût colossal de l’inaction climatique pour les finances publiques.

Notons d’ailleurs que de nombreux agriculteurs qui ont recours à nos solutions, telles que des serres ou des ombrières agrivoltaïques, nous ont remonté des résultats prouvant que nos installations contribuent directement à la protection des rendements, et donc des revenus agricoles, en période de canicule et de sécheresse. Sans les ouvrages agrivoltaïques dont ils bénéficient déjà, ces agriculteurs seraient sur la longue liste des victimes économiques de la canicule. Ajoutons à cela de nouveaux arrêts de réacteurs nucléaires, que ce soit à cause de la température des fleuves ou de l’afflux de méduses dans la Manche, et ce, alors même que les besoins en électricité augmentaient sous l’effet des fortes chaleurs.

La hausse des prix de l’électricité cet été a ainsi démontré que le ralentissement des renouvelables avait un coût dans la mesure où il a fallu recourir au gaz, plus coûteux, pour assurer l’équilibre du réseau. Développer le photovoltaïque sur bâtiments, c’est aussi permettre de produire au plus près des besoins pendant les heures les plus chaudes, de réduire les tensions sur le marché et de se protéger contre la volatilité des prix.

Les prétendues économies d’aujourd’hui vont rapidement se transformer en une casse sociale

Le photovoltaïque sur bâtiments présente l’intérêt de délais de développement plus court, sans artificialisation, avec des solutions de raccordement généralement simples et rapides, et une très forte acceptabilité sociale, dans un moment où tous les signes convergent vers la nécessité et l’urgence de développer nos moyens de production d’électricité renouvelable. Pourtant, dans une logique budgétaire court-termiste et fragmentaire (ne regardant que les dépenses et occultant les retombées positives directes et les économies sur d’autres filières), le Gouvernement assume de paralyser la filière photovoltaïque. Il sera extrêmement difficile de la relancer dans deux ou trois ans lorsque l’électrification reprendra de l’élan et que ce sera nécessaire, ce que prévoit entre autres les bilans de RTE. Ces prétendues économies d’aujourd’hui vont rapidement se transformer en une casse sociale, et demain, par une hausse de la facture.

Une incohérence avec les stratégies nationales et territoriales

Depuis les années 2010, la doctrine administrative constante est de prioriser le photovoltaïque sur toitures et sites artificialisés. Cette orientation se retrouve aussi chez de nombreux élus locaux, acteurs agricoles et associations environnementales. « Il est totalement incohérent de fragiliser la filière du photovoltaïque sur bâtiments alors même que les mesures issues de la loi APER (2023) obligent de nombreuses entreprises à équiper leurs toitures et parkings en installations photovoltaïques à l’horizon 2027, et que la loi Climat et résilience (2021) lutte contre l’artificialisation des sols. » 

Notons d’ailleurs qu’au 1^er juillet 2026, seulement 10 à 15% des sites concernés par les obligations de solarisation de la loi APER étaient en conformité. Concernant le secteur agricole, les projets au sol et sur toitures, ombrières ou serres, répondent à des enjeux distincts mais complémentaires. Pénaliser un segment ou favoriser l’autre reviendrait à exclure une grande partie des filières agricoles de l’accès aux solutions agrivoltaïques, dont le maraîchage, l’horticulture, la viticulture et l’arboriculture.

Une décision brutale, déconnectée des réalités industrielles

« L’absence totale de concertation et la soudaineté de cette généralisation des AO « neutre » ne sont pas compatibles avec la réalité des délais de développement et des conditions économiques des installations photovoltaïques. Il est vital pour les entreprises qui portent ces projets, qui ont réalisé des dépenses pour les études et mobilisé des équipes pour obtenir les autorisations d’urbanisme, de leur permettre de gérer la transition. » Il est à noter que, dans leur rapport relatif à l’optimisation du soutien financier public aux énergies renouvelables, Jean-Bernard Levy et Thierry Tuot eux-mêmes ont appelé le Gouvernement à une généralisation « progressive » des AO « neutres », afin de laisser le temps à la profession de s’adapter.

Des milliers d’emplois menacés, une réindustrialisation fragilisée

En France, le secteur photovoltaïque représente environ 45 000 emplois directs, dont la majorité est concentrée dans des activités aval caractéristiques des projets sur toitures (développement, installation et maintenance). Ces emplois sont portés par des TPE et PME locales, qui sont par nature non-délocalisables et qui dynamisent les territoires. Ce calendrier prévisionnel des appels d’offres met en péril des milliers d’emplois, et l’annonce de plans sociaux n’est plus une menace, mais bien une réalité pour les entreprises de la filière. A date, une dizaine de moyennes et grandes d’entreprises du photovoltaïque ont annoncé un PSE.

Auxquels il faut ajouter les suppressions non communiquées, particulièrement dans les plus petites structures. Cette position du Gouvernement ruine aussi les efforts de réindustrialisation engagée en matière de production de panneaux photovoltaïques en France, à l’instar de l’abandon du projet de giga-factory « Carbon » à Fos-sur-Mer. Là-aussi, la logique budgétaire visant à réduire le soutien au photovoltaïque a un autre coût pour les finances publiques, celui des plans sociaux et de la perte de dynamisme économique et de résilience industrielle.

Le collectif d’entreprises appelle le Gouvernement « à respecter ses engagements, à faire preuve de cohérence avec ses propres politiques publiques et à donner de la visibilité à une filière industrielle prête à investir pour la transition écologique et la souveraineté énergétique de notre pays », en publiant deux appels d’offres « bâtiment » de 300 MWc d’ici à l’élection présidentielle 2027, dans le respect de la PPE 3 publiée en février 2026 par ce même Gouvernement.

(1) Représentant plus de 4 GW de capacités renouvelables déjà installées ou en exploitation, et plusieurs gigawatts de projets en développement ou visés à horizon 2030

    

À quelques mois de l’élection présidentielle de 2027, France renouvelables dévoile une plateforme de 16 propositions pour faire de l’électrification un axe majeur de la politique économique, industrielle, énergétique et sociale du prochain quinquennat. Avec un objectif : diviser par deux la part des énergies fossiles importées dans la consommation énergétique française, pour la ramener d’environ 60 % aujourd’hui à 30 % en 2035.

Alors que la France dispose d’une électricité largement décarbonée et d’importantes capacités de développement renouvelable, près de 60 % de l’énergie qu’elle consomme reste d’origine fossile et largement importée. Une dépendance qui représente en moyenne près de 110 milliards d’euros d’importations par an et expose directement les entreprises comme les Français aux crises géopolitiques impactant directement pouvoir d’achat, compétitivité et finances publiques.

Création d’une Programmation pluriannuelle de l’électrification

Pour France renouvelables, le prochain quinquennat doit permettre de changer d’approche : ne plus seulement programmer les moyens de production, mais organiser l’ensemble du système énergétique à partir des besoins futurs d’électrification de l’économie – industrie, mobilités, transports, bâtiments, numérique –, en anticipant les capacités de production, de réseau, de stockage et de flexibilité nécessaires.

Au cœur de ses propositions, France renouvelables appelle à créer une Programmation pluriannuelle de l’électrification (PPELEC), avec pour objectif de ramener à 30 % la part des énergies fossiles importées en 2035. Cette programmation s’appuierait notamment sur un Conseil national de l’électrification, chargé dès le début du prochain quinquennat de fixer les objectifs sectoriels, les calendriers et les moyens nécessaires à cette trajectoire.

Une trajectoire nationale, prolongée à l’échelle européenne

France renouvelables propose également que la France soit à l’initiative d’une Communauté européenne de l’électrification (CEE), afin de faire de la sortie des énergies fossiles et de la souveraineté énergétique un objectif de cohérence à l’échelle européenne et de mobiliser plus largement les outils règlementaires, budgétaires et financiers en faveur de l’électrification.

Faire de l’électricité décarbonée un avantage économique concret

France renouvelables met notamment en avant trois leviers pour traduire cette ambition dans l’économie réelle :

• Faciliter le développement des contrats d’achat direct d’électricité renouvelable par les entreprises et les collectivités (PPA) tout en mettant en œuvre un plan national d’accompagnement à l’électrification des PME-PMI en cohérence avec les objectifs de la SNBC et de la proposition de PPELEC ;
• Créer un Pacte Industrie-Électricité, incluant un « Tarif Industrie France » de long terme et un bonus de localisation énergétique destiné à soutenir le maintien, la relocalisation et le développement des activités industrielles sur l’ensemble des territoires ;
• Faire davantage bénéficier les consommateurs des périodes d’abondance électrique, notamment en adaptant les dispositifs tarifaires aux périodes de forte production des énergies renouvelables. C’est un vecteur de gain de pouvoir d’achat immédiat pour les Français, de compétitivité pour nos entreprises, et de rééquilibrage offre-demande.

Les modélisations présentées dans les travaux de la filière montrent qu’un développement renforcé des énergies renouvelables pourrait réduire d’environ 8 % le prix moyen de marché de l’électricité en 2035, soit près de 900 millions d’euros d’économies annuelles pour les Français. Les filières renouvelables électriques représentent par ailleurs déjà plus de 90 000 emplois en France et pourraient approcher les 175 000 emplois à horizon 2035 dans une trajectoire cohérente avec l’accélération de l’électrification.

Faire du secteur agricole un partenaire privilégié de la transition

Les énergies renouvelables se développent majoritairement dans les territoires ruraux et entretiennent un lien étroit avec l’activité agricole. France renouvelables propose de faire des agriculteurs les partenaires de proximité de la transition énergétique à travers plusieurs mesures :

• Permettre aux agriculteurs de bénéficier de tarifs électriques de proximité sur la base de l’autoconsommation élargie ;
• Favoriser l’implantation d’activités agrivoltaïques sur la base d’un Pacte Collectivités locales, agriculteurs et producteurs d’énergies renouvelables ;
• Faciliter l’installation de jeunes agriculteurs lorsque des projets de production d’EnR permettent de renforcer l’équilibre économique des exploitations.

Pour Anne-Catherine de Tourtier, présidente de France renouvelables : « Les réflexions et débats politiques qui auront lieu à l’occasion de l’élection présidentielle de 2027 doivent initier une nouvelle approche de la politique énergétique de la France, actuellement limitée aux seuls moyens de production. Le véritable enjeu est de savoir comment réduire rapidement notre dépendance au pétrole et au gaz importés, qui fragilise à la fois notre souveraineté, notre économie et le pouvoir d’achat des Français. La France dispose d’un atout considérable avec son électricité bas carbone : nous devons désormais en faire un moteur de réindustrialisation, de compétitivité et de prospérité. C’est tout le sens de nos propositions : faire de l’électrification une véritable priorité nationale et doter notre pays d’une trajectoire claire pour diviser par deux notre dépendance aux énergies fossiles importées d’ici 2035. »

Téléchargez la plateforme

    

Trace Software lance le module ACC d’archelios PRO. Testé par plus de 30 bureaux d’études en bêta, il connecte pour la première fois le dimensionnement photovoltaïque au partage d’énergie d’un projet d’autoconsommation collective, sans ressaisie de données, dans un marché porté par un nouveau décret sur les clés de répartition.

Un marché en croissance, une chaîne d’outils rompue

Dimensionner un projet ACC dans un logiciel, simuler sa valorisation économique en ACC dans un autre, gérer chaque évolution dans un tableur : ce scénario coûte du temps aux bureaux d’études et fait courir un risque, celui d’un décalage entre l’étude technique et le montage économique présenté au client ou à la collectivité porteuse du projet. Un risque que le décret n°2026-561 du 26 juin 2026 sur les clés de répartition, et l’exonération d’accise sous 1 MWc, rendent plus sensible encore.

Le module ACC : une continuité complète, de la conception à la simulation de l’opération

Le module ACC prolonge archelios PRO jusqu’à la simulation du montage économique complet d’un projet d’autoconsommation collective. Caractéristiques d’installation et courbes de consommation, récupérées via l’API Enedis, passent automatiquement du dimensionnement photovoltaïque à la simulation ACC, sans aucune ressaisie. Les projets multisites sont gérés nativement : les sites sont activés ou désactivés selon les critères réglementaires de distance entre points de livraison, visualisés en cercles concentriques autour du site producteur.

Deux clés de répartition, statique et dynamique, sont configurables et ajustables entre sites ; la clé dynamique concerne plus de 85 % des opérations suivies en bêta-test. Taxes et exonérations sont calculées automatiquement, exonération d’accise et date de mise en service comprises. Le module produit, site par site, la valeur actualisée nette et les flux de trésorerie sur 25 ans, avec des graphiques de production, de consommation et de contribution de chaque participant, lisibles en vision horaire et mensuelle. Les résultats s’exportent en PDF, CSV et Excel pour les rapports remis aux clients.

Différenciation et bêta-test : la preuve par l’usage

Contrairement aux outils ACC dédiés ou aux tableurs internes, qui imposent une saisie manuelle des caractéristiques d’installation et une ressaisie à chaque évolution du projet, le module ACC hérite nativement des données du dimensionnement photovoltaïque. Il couvre la phase de conception comme la simulation économique, là où certaines solutions du marché se concentrent surtout sur le suivi après mise en service.

Plus de 30 bureaux d’études testeurs, une médiane de 50 actions par utilisateur, jusqu’à 203 actions et 101 sites importés pour les profils les plus actifs. Des bêta-testeurs du module ACC sont enthousiastes devant l’outil présenté comme « une interface intuitive, fluide et dynamique, avec une bonne compréhension des données, où les cercles concentriques permettent d’identifier vite les sites intéressants autour du producteur. »

    

Lors de l’édition 2026 des Global Product Technology Innovation Awards, décernés pendant les premiers jours d’IFA Berlin, Zendure, pionnier mondial des systèmes de gestion de l’énergie domestique (HEMS) prêts à brancher,  a été récompensée par deux distinctions : le Gold Award du système de stockage d’énergie domestique durable pour son produit phare, le SolarFlow 4000 Mix Pro, et le Smart Energy Solutions Brand Award qui récompense son leadership dans le développement de solutions intelligentes pour l’énergie domestique.

Le SolarFlow 4000 Mix Pro décroche l’Or

Le SolarFlow 4000 Mix Pro est un système de stockage domestique tout-en-un, prêt à brancher, piloté par IA, avec une puissance AC bidirectionnelle de 4 kW, évolutif de 8 kWh à 50 kWh et jusqu’à 150 kWh avec le PowerHub de Zendure, tout en acceptant jusqu’à 13 kW d’entrée solaire. Associé à des panneaux solaires en toiture, il peut réduire les coûts d’électricité du foyer jusqu’à 96 %, soit environ 1 850 € par an dans un scénario français typique.

Déplacer la consommation vers les périodes les moins coûteuses

Le Brand Award reconnaît l’écosystème SolarFlow plus large de Zendure, propulsé par l’Agentic HEMS, qui utilise les données de consommation, de production solaire, météorologiques et de tarification dynamique pour automatiser les décisions énergétiques et déplacer la consommation vers les périodes les moins coûteuses. 

« Ces deux distinctions récompensent notre engagement à développer des solutions énergétiques domestiques à la fois puissantes, intelligentes et simples à adopter. Elles renforcent notre ambition de donner à chaque foyer les moyens de mieux maîtriser et gérer son énergie », confie Bryan Liu, CEO de Zendure.

    

Zilo Énergie finalise le déploiement de son premier portefeuille solaire lancé fin 2023 et inaugure son second programme d’installations, confirmant la viabilité commerciale de son modèle d’abonnement. Depuis son lancement, plus de 600 foyers et TPME ont souscrit à la solution. Des débuts prometteurs !

Forte de la réussite de ce premier portefeuille de projets, l’entreprise Zilo Énergie renforce son positionnement d’acteur de la transition énergétique de proximité et souhaite démocratiser plus encore l’accès à l’énergie solaire pilotée. La jeune entreprise a levé cet été un million d’euros via la plateforme Enerfip pour financer 1 000 nouvelles installations solaires, avec batteries et système de pilotage développé par ses équipes, en continuation de son premier financement de 5 millions clôturé en janvier 2026.

« Maison Zilo Énergie » couple batterie et pilotage intelligent

Chaque abonnement solaire permet au client de produire et consommer sa propre électricité sans investissement initial, avec un pilotage optimisé de la consommation, permettant une rentabilité garantie dès la première année. « Les Français subissent leur facture énergétique depuis des années. L’abonnement Zilo Énergie leur permet de récupérer le contrôle en produisant leur propre électricité et en optimisant leur consommation. Ils gagnent immédiatement en pouvoir d’achat » affirment les co-fondateurs Chloé Roubach, Philippine Roy et Florian Guinet. Leur offre phare « Maison Zilo Énergie », qui couple batterie et pilotage intelligent, maximise en effet l’autoconsommation, seule source de valeur durable pour le client face à la baisse des tarifs de rachat de l’électricité. « Ce deuxième portefeuille démontre que le modèle d’infrastructure solaire locale peut se standardiser en France, comme il l’a fait en Allemagne ou aux Etats-Unis » ajoutent-ils.

Un modèle d’investissement pour le solaire résidentiel

Ce financement obligataire répond à une stratégie : transformer l’énergie solaire résidentielle en classe d’actifs institutionnelle, avec une épargne grand public comme source de capital initial. Enerfip, qui structurait traditionnellement des projets de taille industrielle, valide ainsi le modèle du solaire décentralisé. Le modèle d’abonnement dilue le risque client et crée une base de revenus récurrents et diversifiés pour l’opérateur. Le photovoltaïque résidentiel français a besoin de modèles de déploiement scalable. Zilo Énergie est en train d’en devenir un des acteurs de référence et vise 100 000 abonnements signés fin 2030.

    

À l’approche de la COP31, qui doit se tenir à Antalya, Global Energy Monitor (GEM) publie une étude consacrée au potentiel éolien et solaire de la Méditerranée. Le constat est spectaculaire : la région compte déjà 251,6 GW de capacités éoliennes et solaires en service et plus de 552 GW de nouveaux projets annoncés ou en développement. Mais le défi n’est plus seulement de fixer des objectifs : il faut désormais transformer cette masse de projets en capacités réellement construites, raccordées et financées.

La Méditerranée apparaît comme l’un des grands réservoirs mondiaux de croissance des renouvelables. Selon GEM, les projets éoliens et solaires de grande taille annoncés ou en développement atteignent 552 GW, soit légèrement plus que l’ensemble des capacités électriques actuellement projetées aux États-Unis, toutes technologies confondues. La région représente également près de 10 % des projets éoliens et solaires mondiaux susceptibles d’entrer en service avant la fin de la décennie.

251,6 GW déjà en exploitation

La Méditerranée compte aujourd’hui 100,9 GW d’éolien et 150,7 GW de solaire, soit 251,6 GW au total. Plus de 40 % du solaire en exploitation est diffus, c’est-à-dire installé sur des toitures ou dans des installations de petite taille.

La répartition reste toutefois très déséquilibrée. Environ 82,5 % des capacités éoliennes et solaires actuellement en service sont situées en Europe, alors que l’Afrique du Nord dispose d’un potentiel technique considérable. Cette géographie pourrait néanmoins se rééquilibrer : parmi les projets susceptibles d’entrer en service d’ici 2030, 51 % se situent en Europe et 49 % en Afrique du Nord et en Asie du Sud-Ouest.

361 GW pourraient être mis en service d’ici 2030

Sur les 552 GW annoncés ou en développement, 361,3 GW disposent d’une date estimée de mise en service avant fin 2030. Ce potentiel reste néanmoins largement théorique : GEM rappelle qu’à l’échelle mondiale, seule environ la moitié des projets éoliens et solaires planifiés ont été mis en service dans les délais prévus en 2024.

Cette prudence est d’autant plus nécessaire que les objectifs régionaux sont encore plus ambitieux. L’initiative TeraMed vise par exemple 1 000 GW de capacités renouvelables installées en Méditerranée avant 2030. Selon les données de GEM, la région n’aurait pour l’instant réalisé qu’environ 38 % de cet objectif.

L’Espagne en tête en Europe

L’étude met particulièrement en avant l’Espagne. Elle dispose de 108,8 GW de projets solaires de grande taille et de 56,5 GW de projets éoliens en perspective. Le pays se classe ainsi premier en Europe pour les projets photovoltaïques de grande taille et troisième pour l’éolien.

GEM estime que l’Espagne dispose, entre ses capacités existantes et ses projets, d’un potentiel suffisant pour dépasser de près de 100 % ses objectifs solaires nationaux pour 2030 et d’environ 40 % ses objectifs éoliens, sous réserve bien sûr que les projets soient effectivement réalisés.

Le rapport souligne aussi un effet déjà perceptible pour les consommateurs. Une analyse d’Ember citée par GEM estime que les renouvelables permettent à un ménage espagnol moyen d’économiser environ 19 % sur sa facture mensuelle d’électricité, soit une dizaine d’euros par mois, en contribuant à stabiliser les prix de marché.

L’Égypte, nouveau géant potentiel

L’autre grand cas d’étude est l’Égypte, devenue le principal marché émergent d’Afrique du Nord pour l’éolien et le solaire de grande taille. Le pays ne dispose encore que d’environ 6,3 GW de capacités éoliennes et solaires en exploitation, mais près de 94,6 GW sont en développement, répartis presque à parts égales entre solaire et éolien.

Une part importante de ces projets est liée à l’hydrogène vert : GEM estime à 37,7 GW les capacités renouvelables associées à des projets de production d’hydrogène.

Le vrai verrou : réseaux, financements et permis

Le principal enseignement de l’étude est peut-être là : le potentiel renouvelable existe, mais son déploiement dépend désormais beaucoup plus des infrastructures et des politiques publiques que de la ressource solaire ou éolienne elle-même.

GEM identifie trois freins majeurs : la capacité des réseaux et des interconnexions, l’accès au financement et la lenteur des procédures d’autorisation. Les écrêtements de production sont déjà fréquents, notamment en Espagne et en Grèce, ce qui renforce l’urgence d’investir dans les réseaux et les interconnexions.

Le besoin de capitaux est considérable. En s’appuyant sur les coûts d’investissement moyens publiés par l’Irena, GEM estime à environ 792 milliards de dollars le montant nécessaire pour réaliser l’ensemble des projets éoliens et solaires actuellement prévus dans la région.

Or les capitaux restent très inégalement répartis : en 2024, l’Europe a capté 137 milliards de dollars d’investissements dans les renouvelables, contre seulement 21 milliards pour l’Asie du Sud-Ouest et l’Afrique du Nord.

Des délais administratifs encore trop longs

Le rapport insiste également sur le poids des procédures. Dans certains pays méditerranéens, les délais d’autorisation atteignent 24 à 48 mois, auxquels s’ajoutent des procédures de raccordement parfois opaques ou imprévisibles. GEM considère aujourd’hui le risque réglementaire comme l’un des principaux obstacles à l’investissement renouvelable dans la région.

Plusieurs États ont commencé à réagir en créant des zones d’accélération et en raccourcissant les délais d’instruction. La Grèce, par exemple, a engagé des réformes ayant contribué à accélérer les mises en service solaires et éoliennes ces dernières années.

La Méditerranée face au défi du passage à l’échelle

Pour GEM, la COP31 doit donc marquer le passage d’une logique d’objectifs à une logique d’exécution. La région dispose déjà d’un portefeuille de projets considérable, de ressources solaires et éoliennes exceptionnelles et d’un début de coopération régionale.

Mais l’enjeu sera désormais de construire les réseaux, mobiliser les financements, accélérer les autorisations et renforcer les interconnexions entre les deux rives de la Méditerranée.

Avec plus de 550 GW de projets en perspective, la question n’est plus vraiment de savoir si le solaire et l’éolien peuvent jouer un rôle majeur autour de la Méditerranée, mais combien de ces projets parviendront effectivement à sortir de terre avant 2030.

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TECSOL, bureau d’études indépendant reconnu pour son expertise en énergie solaire, organise une session de formation photovoltaïque (en ligne). La prochaine session, entièrement en ligne, se tiendra du 21 au 28 septembre 2026. Elle portera sur la production d’électricité photovoltaïque et s’adresse à tous ceux qui souhaitent maîtriser les fondamentaux techniques du secteur.

La formation se déroule sur 6 jours, à raison de 3 heures par jour (deux séances d’1h30 chaque matin), soit un total de 18 heures d’enseignement. Elle offre une couverture complète des techniques et pratiques actuelles du photovoltaïque, avec un format pédagogique favorisant l’interaction entre les participants et les formateurs.

 Consultez le programme complet en  cliquant ici.

Le nombre de places étant volontairement limité, nous vous recommandons de vous inscrire sans attendre, afin de garantir un environnement propice aux échanges individualisés.

Prise en charge des frais pédagogiques

Le coût de la formation s’élève à 1250 € HT. Celui-ci peut être pris en charge par divers dispositifs de financement de la formation professionnelle (OPCO, etc.).

Pour s’inscrire

Contact et renseignements

Pour toute question ou pour finaliser votre inscription, TECSOL :   04 68 68 16 40   formation@tecsol.fr

TECSOL est reconnu comme un des principaux organismes de formation en énergie solaire, avec à son actif, plusieurs centaines de techniciens et de cadres formés en dix ans d’activité.



TECSOL est certifié et l’ensemble de ses activités sont conforme aux normes ISO9001 et ISO14001.

    

L’Australie expérimente depuis 2026 une idée simple : proposer des heures d’électricité gratuite en milieu de journée afin de déplacer la consommation vers les périodes où la production photovoltaïque est abondante. Une approche qui pourrait inspirer la France, où les épisodes de prix négatifs ont conduit en 2025 à renoncer à 1,6 TWh de production solaire. Plutôt que de perdre cette énergie, ne serait-il pas préférable d’en faire profiter les consommateurs ?

Lorsque le soleil produit beaucoup mais que la demande électrique reste faible, les prix de gros peuvent tomber à zéro, voire devenir négatifs. Dans ces situations, le système électrique incite certains producteurs à réduire ou arrêter leur production.

L’Australie a choisi d’agir également sur l’autre côté de l’équation : la consommation. Avec son dispositif Solar Sharer Offer, certains consommateurs disposant d’un compteur communicant peuvent bénéficier chaque jour d’une plage de plusieurs heures d’électricité gratuite en milieu de journée.

L’idée consiste à encourager les ménages à faire fonctionner lave-linge, lave-vaisselle, ballon d’eau chaude ou climatisation, mais surtout à recharger véhicules électriques et batteries domestiques lorsque la production solaire est particulièrement abondante.

En France, 1,6 TWh de solaire non produit en 2025

L’expérience australienne prend un relief particulier à la lumière de la situation française.

Selon RTE, chiffre repris par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), les épisodes de prix négatifs ont conduit en 2025 à renoncer à 1,6 TWh de production solaire. Cela représente environ 20 % du productible total des centrales photovoltaïques bénéficiant du complément de rémunération.

Le phénomène est loin d’être marginal. La France a comptabilisé 513 heures de prix négatifs en 2025, contre 352 en 2024. La CRE relève que ces épisodes se concentrent très largement pendant les heures de forte production photovoltaïque, notamment entre 11 heures et 17 heures.

Pour les installations bénéficiant d’un complément de rémunération, les producteurs sont précisément incités à arrêter leur centrale lorsque les prix deviennent négatifs. Pour certaines installations sous obligation d’achat, les acheteurs obligés peuvent également demander une modulation à la baisse : le dispositif concerne notamment les centrales photovoltaïques de plus de 12 MWc.

Plutôt que couper la production, stimuler la consommation

D’un point de vue physique, cette électricité n’est pas réellement « produite puis jetée » : elle n’est tout simplement pas produite, puisque les installations sont écrêtées. Mais le résultat économique et énergétique est le même : une capacité photovoltaïque disponible pourrait produire et ne le fait pas faute de débouché au bon moment.

Ces 1,6 TWh donnent la mesure de l’enjeu. Ils correspondent à une quantité d’électricité qui aurait pu alimenter de nouveaux usages si ceux-ci avaient été suffisamment flexibles.

C’est précisément là que le modèle australien devient intéressant. Au lieu de considérer les périodes de surproduction uniquement comme un problème à résoudre par l’arrêt des centrales, il consiste à envoyer un signal très fort aux consommateurs : « l’électricité est abondante maintenant, consommez-la maintenant ».

Des « heures solaires » gratuites en France ?

Une adaptation française pourrait prendre la forme de deux ou trois heures d’électricité gratuite ou à prix symbolique lors des périodes de forte production renouvelable.

Grâce au compteur Linky, il est techniquement possible de distinguer très finement les plages de consommation. Les fournisseurs pourraient donc proposer des offres associant des « heures solaires » à prix nul ou très bas à une tarification normale, voire légèrement supérieure, sur le reste de la journée.

La mesure serait particulièrement intéressante pour les consommations déplaçables : recharge des voitures électriques, batteries domestiques, chauffe-eau, pompes à chaleur, climatisation, électroménager ou certains procédés industriels.

Avec un véhicule électrique, une batterie domestique et un chauffe-eau pilotables, un foyer peut facilement déplacer plusieurs dizaines de kilowattheures vers le milieu de journée.

513 heures négatives… mais aussi des heures très chères

Cette logique de déplacement de la consommation est d’autant plus pertinente que le système électrique français connaît simultanément des périodes d’excédent et des périodes de tension.

Dans son rapport du 9 septembre 2026 consacré à l’économie du système électrique, la CRE rappelle qu’en 2025 la France a connu 513 heures de prix négatifs, mais également 1 807 heures pendant lesquelles le prix spot dépassait 100 €/MWh.

L’enjeu n’est donc plus seulement de produire davantage d’électricité décarbonée, mais de rapprocher le moment où elle est produite du moment où elle est consommée.

Le stockage apporte évidemment une partie de la réponse. Mais déplacer directement la consommation peut être plus simple et moins coûteux puisqu’il permet d’utiliser immédiatement l’électricité disponible.

Un nouvel avantage concret du photovoltaïque pour les consommateurs

Une telle tarification aurait enfin un intérêt politique et social : rendre beaucoup plus tangible pour les ménages le bénéfice du développement photovoltaïque.

Aujourd’hui, une période de forte production solaire peut se traduire par des prix de gros négatifs et par l’arrêt de centrales, sans que le consommateur final en perçoive nécessairement l’avantage sur sa facture.

Des « heures solaires gratuites » inverseraient cette perception : plus le solaire produit, plus certains usages électriques deviendraient avantageux pour le consommateur.

Les 1,6 TWh de production solaire auxquels la France a renoncé en 2025 illustrent les limites du système actuel. Le stockage doit évidemment progresser, tout comme les réseaux et le pilotage des installations. Mais avant de décider de ne pas produire une électricité solaire disponible, il paraît légitime de se demander s’il ne serait pas plus efficace d’inciter les Français à la consommer.

L’expérience australienne pose ainsi une question très concrète à la France : à l’heure où l’électricité solaire devient parfois surabondante, pourquoi rémunérer son effacement plutôt que faire bénéficier les consommateurs de cette abondance ?

    

Pour la CRE, les renouvelables restent une bonne affaire pour les consommateurs : solaire et éolien font baisser les prix de gros davantage qu’ils ne coûtent en soutien public. Le régulateur estime que le parc peut encore croître fortement, mais prévient que cette évolution fragilise le modèle économique d’EDF et devra s’accompagner d’une accélération de l’électrification et des flexibilités.

La CRE a voulu « démêler le vrai du faux » sur l’économie du système électrique français. Son rapport analyse à la fois les coûts complets de production et de réseau, les mécanismes de financement, les échanges européens et l’impact du développement passé et futur des énergies renouvelables.

En 2025, le coût complet du système électrique hexagonal s’est élevé à 55,9 milliards d’euros, dont 40 milliards pour la production et 15,9 milliards pour les réseaux de transport et de distribution. La CRE souligne également que la capacité de production potentielle dépasse 160 GW, alors que la puissance disponible lors des pointes se situe autour de 90 GW.

Les renouvelables ont fait baisser les prix de gros d’environ 20 €/MWh

C’est l’un des enseignements majeurs du rapport. Selon les simulations de la CRE, le développement du parc renouvelable entre 2020 et 2025 a permis de réduire les prix de marché d’environ 20 €/MWh par rapport à une situation où le parc serait resté à son niveau de 2020.

Cette baisse bénéficie directement aux consommateurs, mais elle réduit parallèlement les revenus des producteurs non soutenus et accroît les besoins de soutien public aux installations renouvelables.

La CRE estime néanmoins que l’augmentation des coûts complets du système liée à ce développement est restée limitée, de l’ordre de 5 %, notamment en raison de la hausse des coûts des EnR et des besoins supplémentaires sur les réseaux. Au total, les gains apportés aux consommateurs par la baisse des prix de marché restent, selon le régulateur, supérieurs à ces surcoûts.

Une « valeur assurantielle » en période de crise

Le rapport met également en évidence un autre avantage des renouvelables : leur capacité à amortir les crises énergétiques.

Selon les scénarios étudiés, le parc renouvelable actuel permettrait, en cas de crise, de réduire les prix de marché de 7 à 40 €/MWh, selon la nature du choc considéré. Dans une situation combinant hausse brutale du prix du gaz et faible disponibilité du parc nucléaire, comme en 2022, le dimensionnement actuel du parc électrique devient même économiquement favorable du point de vue des coûts nets du système.

La CRE invite ainsi à ne pas considérer uniquement le coût immédiat des renouvelables, mais également leur « valeur assurantielle » pour le consommateur et le système électrique.

Le développement des EnR reste pertinent à court terme

Autre conclusion particulièrement importante pour la filière : la poursuite du développement des renouvelables reste économiquement pertinente à court terme, y compris en l’absence d’une reprise immédiate de la consommation électrique.

Les simulations réalisées par la CRE montrent que l’ajout de nouvelles capacités, même au-delà des projets actuellement en file d’attente, continue de faire suffisamment baisser les prix de marché pour que le gain pour les consommateurs demeure supérieur au coût supplémentaire du soutien public.

Cette conclusion tranche avec l’idée selon laquelle la France disposerait déjà de trop de capacités renouvelables et devrait suspendre leur développement dans l’attente d’une hausse de la demande.

Attention toutefois à une croissance sans débouchés

La CRE introduit néanmoins une limite importante à plus long terme. Si la consommation électrique restait durablement stagnante, continuer à développer massivement les renouvelables augmenterait progressivement les coûts du système, les besoins d’équilibrage et les transferts financiers entre acteurs.

Le régulateur estime ainsi qu’une augmentation du parc renouvelable de plus de 50 % par rapport à la puissance installée fin 2025, dans un contexte de consommation durablement stable, ne serait probablement plus soutenable.

Le sujet n’est donc pas, pour la CRE, de ralentir immédiatement les renouvelables, mais de faire évoluer parallèlement les usages de l’électricité.

Électrification et flexibilités deviennent indispensables

Pour continuer à bénéficier d’une électricité abondante et compétitive, la CRE identifie deux leviers prioritaires.

Le premier consiste à électrifier davantage les usages : mobilité électrique, pompes à chaleur, procédés industriels ou encore nouveaux usages numériques doivent permettre d’absorber une production électrique qui trouve parfois difficilement preneur.

Le second repose sur le développement massif des flexibilités : stockage par batteries, pilotage de la consommation, effacement et adaptation des usages aux périodes de forte production renouvelable.

Cette nécessité apparaît déjà dans les données de marché. En 2025, la France a enregistré 513 heures de prix négatifs, contre seulement 179 heures par an en moyenne entre 2010 et 2020. Dans le même temps, 1 807 heures ont connu des prix spot supérieurs à 100 €/MWh, illustrant le besoin croissant de mieux synchroniser production et consommation.

Au-delà du débat récurrent sur le coût des renouvelables, le rapport de la CRE apporte ainsi une conclusion plus nuancée : solaire et éolien continuent aujourd’hui d’apporter un bénéfice économique net aux consommateurs, mais leur développement devra désormais aller de pair avec l’électrification des usages, le stockage et une gestion beaucoup plus flexible du système électrique.

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