Publiée initialement chez Fayard et aujourd’hui épuisée, la leçon inaugurale de Daniel Lincot fait l’objet d’une nouvelle édition par le Collège de France.

« La Terre baigne dans un océan d’énergie, celle de la lumière du Soleil. De nature extraterrestre, illimitée à notre échelle, celle-ci échappe de fait à la finitude des ressources terrestres.

Elle alimente depuis la nuit des temps les rêves de l’humanité d’une utilisation universelle et pacifique. La conversion photovoltaïque, grâce aux cellules solaires, permet pour la première fois dans l’histoire la transformation directe de l’énergie des photons en électricité.

De sa découverte en 1839 à son formidable essor actuel, cette leçon inaugurale retrace l’histoire de sa longue progression scientifique, technologique et sociale. Pressentie comme le futur pilier de la transition énergétique, l’énergie solaire permet d’envisager le passage d’un Anthropocène destructeur à un Héliocène réparateur.

Chercheur émérite au CNRS, membre de l’Académie des technologies, Daniel Lincot étudie l’interface entre la chimie et le photovoltaïque. Il a été professeur invité sur la chaire annuelle Innovation technologique Liliane Bettencourt du Collège de France, créée avec le soutien de la fondation Bettencourt Schueller, pour l’année académique 2021-2022. »

Première édition le 3 août 2025

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Les vagues de chaleur de juin et juillet 2026 ont fortement mis sous pression les systèmes électriques européens. Selon une nouvelle étude d’Ember, la hausse de la demande liée à la climatisation s’est combinée à des contraintes sur le nucléaire, le gaz, le charbon et l’hydraulique. Dans ce contexte tendu, le photovoltaïque a joué un rôle déterminant pour préserver l’équilibre du réseau pendant la journée.

Les températures ont dépassé 40 °C dans plusieurs régions d’Europe, entraînant une forte progression de la consommation électrique. Ember estime que la demande quotidienne a augmenté jusqu’à 28 % en Italie, 23 % en Hongrie, 14 % en France et 13 % en Espagne par rapport à la semaine précédant les épisodes caniculaires. Les pointes de consommation ont également progressé, notamment de 14 % en Italie et de 9 % en France.

Dans le même temps, la chaleur et la sécheresse ont limité plusieurs moyens de production traditionnels. Les centrales thermiques, qui utilisent l’eau des rivières ou de la mer pour leur refroidissement, ont été particulièrement exposées. En France, jusqu’à 29 GW de capacité nucléaire étaient indisponibles le 12 juillet, dont une partie potentiellement affectée par les contraintes environnementales liées à la chaleur.

L’hydraulique a également souffert : la production européenne a atteint en mai, juin et juillet son plus bas niveau depuis au moins dix ans, conséquence de la sécheresse prolongée sur une grande partie du continent.

Le photovoltaïque à contre-courant

Le solaire est la seule grande source de production à avoir fait mieux que d’habitude pendant les canicules. Sa production quotidienne moyenne a été 17 % plus élevée en France et en Hongrie, et 5 % plus élevée en Espagne par rapport aux autres journées de juin et juillet. À l’échelle de l’Union européenne, le photovoltaïque a fourni 25 % de l’électricité en juin comme en juillet, avec des records mensuels de 52 TWh puis 55 TWh.

Cette production solaire a eu un avantage majeur : elle coïncide largement avec les besoins de climatisation. Elle a ainsi contribué à limiter les tensions et les prix pendant les heures diurnes.

Mais le rapport met aussi en évidence le talon d’Achille du système : le début de soirée. Lorsque le solaire décline alors que la demande reste élevée, les prix s’envolent. Ils ont ainsi atteint 313 €/MWh en France, 285 €/MWh en Italie et plus de 250 €/MWh en Espagne lors des épisodes les plus tendus.

Pour Ember, la réponse passe désormais par davantage de stockage par batteries, d’effacement et d’interconnexions. Le solaire a montré qu’il pouvait soutenir efficacement le réseau en période de chaleur extrême ; l’enjeu est désormais de prolonger cet avantage quelques heures après le coucher du soleil.

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L’éclipse solaire du 12 août 2026 avait conduit les gestionnaires de réseaux européens à anticiper une baisse pouvant atteindre 9,7 GW de production photovoltaïque à l’échelle du continent. Au lendemain du phénomène, les premières données montrent pourtant des situations très contrastées : la chute a été spectaculaire en Espagne, tandis qu’en France la courbe publiée par RTE ne laisse apparaître aucune rupture évidente. Une différence largement liée à l’heure tardive de l’éclipse.

Les réseaux électriques européens ont passé sans difficulté majeure le test de l’éclipse totale du 12 août. Le phénomène était particulièrement surveillé en raison de l’essor considérable du photovoltaïque depuis les précédentes grandes éclipses européennes.

À l’échelle du continent, les gestionnaires avaient estimé qu’environ 9,7 GW de production solaire pourraient momentanément disparaître. Au Royaume-Uni, le gestionnaire NESO avait notamment prévu une baisse d’environ 700 MW et mobilisé des réserves supplémentaires par précaution.

Mais l’effet effectivement observé dépend énormément de la localisation géographique et, surtout, du moment de la journée.

En Espagne, près de 15,5 GW disparaissent en une heure

C’est en Espagne que le phénomène est le plus spectaculaire. Le pays se trouvait directement sur la bande de totalité, l’éclipse totale traversant une grande partie de la péninsule au moment du coucher du soleil. La totalité s’est produite entre environ 20 h 26 et 20 h 33 selon les zones.

Selon les premières données communiquées après l’événement, la production photovoltaïque espagnole est passée d’environ 16 000 MW à 19 h 30 à seulement 500 MW vers 20 h 30. Soit une diminution proche de 15 500 MW en une heure.

Le réseau électrique espagnol n’a toutefois connu aucune perturbation. La baisse du solaire a notamment été compensée par une augmentation de la production hydraulique et des centrales à cycle combiné au gaz. Red Eléctrica avait préparé depuis plusieurs mois différents scénarios de fonctionnement du système pendant l’éclipse.

En France, où sont passés les 1 800 MW annoncés ?

La courbe RTE du 12 août ne montre pas de chute brutale de la production photovoltaïque au moment de l’éclipse : après un pic légèrement supérieur à 20 GW, la production décroît régulièrement jusqu’au soir. Les 1 800 MW de baisse anticipés correspondent toutefois à un écart par rapport à une production théorique sans éclipse, et non nécessairement à un creux visible sur la courbe. L’occultation ayant eu lieu en début de soirée, son effet a pu se confondre avec la baisse naturelle de la production solaire.

Pour mesurer précisément l’impact de l’éclipse, il faudrait donc comparer la production réelle à une courbe de référence sans éclipse, intégrant les conditions météorologiques du jour. Cette analyse doit aussi tenir compte du fait que les données RTE en temps quasi réel combinent mesures directes et estimations avant consolidation.

Une éclipse bien gérée par les gestionnaires de réseau

Le caractère tardif du phénomène explique en grande partie pourquoi l’éclipse de 2026 s’est révélée moins délicate pour le système électrique européen que ne l’aurait été une éclipse au milieu de la journée.

Même en Espagne, Endesa soulignait avant l’événement que son impact devait rester relativement limité précisément parce qu’il se produisait au coucher du soleil, à un moment où la production photovoltaïque décroît déjà rapidement.

Le contraste entre la France et l’Espagne fournit néanmoins une illustration particulièrement parlante des nouveaux enjeux liés à l’essor du photovoltaïque.

En Espagne, 15 GW de solaire peuvent désormais disparaître en moins d’une heure sous l’effet d’un événement astronomique exceptionnel, sans compromettre l’alimentation électrique grâce aux réserves et aux moyens flexibles du système.

En France, si l’éclipse a bien affecté le photovoltaïque français, son empreinte s’est remarquablement bien fondue dans le coucher naturel du soleil.

    

Pour répondre aux nombreuses demandes de professionnels souhaitant acquérir rapidement les principaux repères du solaire photovoltaïque, TECSOL organise, le jeudi 27 août 2026, une nouvelle formation en ligne consacrée aux fondamentaux d’un projet photovoltaïque.

Intitulée « Fondamentaux du Photovoltaïque », cette journée de formation se déroulera de 9h à 17h, pour une durée totale de six heures. Elle permettra aux participants de comprendre les principaux aspects techniques, économiques et réglementaires d’un projet installé sur un bâtiment, un parking ou au sol.

À l’issue de la formation, les stagiaires disposeront des connaissances nécessaires pour apprécier la pertinence d’un projet, identifier ses facteurs de réussite et repérer les principaux points de vigilance à chaque étape de son montage.

Une formation accessible aux non-spécialistes
Cette formation s’adresse en priorité aux responsables qui ne sont pas experts du photovoltaïque, mais qui doivent comprendre, analyser ou initier une démarche solaire dans le cadre de leurs fonctions.

Elle concerne notamment les responsables financiers, commerciaux ou marketing, les juristes, les élus, ainsi que les profils techniques et administratifs issus de toutes les organisations.

Aucun prérequis n’est demandé. Les participants pourront, s’ils le souhaitent, faire connaître en amont leurs besoins et leurs attentes afin que les formateurs puissent y répondre au cours de la journée.

Les bases techniques le matin
La matinée, organisée de 9h à 12h, sera consacrée aux principes techniques et aux principales configurations d’une installation photovoltaïque.

Les participants aborderont notamment :

• l’évolution du marché photovoltaïque ;
• les principaux composants d’un système ;
• la chronologie d’un projet ;
• les schémas électriques ;
• les notions de puissance, d’énergie et de productible ;
• l’autoconsommation individuelle et collective ;
• les principes de comptage et les différents schémas d’organisation.

L’objectif est de permettre à chacun de comprendre le fonctionnement général d’une installation et le vocabulaire utilisé par les professionnels de la filière.

Réglementation, économie et faisabilité l’après-midi
L’après-midi, de 14h à 17h, sera consacré au cadre réglementaire, aux modèles économiques et à la mise en œuvre concrète des projets.

La formation présentera les obligations de solarisation, les contraintes liées aux bâtiments et à la construction, ainsi que les différentes étapes du raccordement au réseau électrique. Le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité, le TURPE, sera également expliqué.

Les participants étudieront ensuite les principaux modes de valorisation de l’électricité produite : vente en totalité, injection du surplus, guichet ouvert, appels d’offres de la programmation pluriannuelle de l’énergie et vente sur le marché.

Les formateurs présenteront également les principaux modèles économiques, le coût actualisé de l’électricité — LCOE — ainsi que les ratios couramment utilisés pour évaluer les investissements et les dépenses d’exploitation.

La journée s’achèvera par une séquence consacrée à la faisabilité des projets et aux retours d’expérience de chantiers : démarche d’analyse, pertinence des projets et conditions de mise en œuvre des générateurs photovoltaïques.

Une classe virtuelle interactive
La formation sera dispensée à distance dans une salle Zoom Premium. Les acquis seront évalués au moyen de quiz réalisés au cours de la journée.

À l’issue de la formation, chaque participant recevra le support pédagogique ainsi qu’un document de type « foire aux questions », regroupant les interrogations formulées par les stagiaires et les réponses apportées par les formateurs.

Le référent pédagogique est Sébastien Decottegnie, ingénieur et responsable formation chez TECSOL.

Informations pratiques
Date : jeudi 27 août 2026
Horaires : 9h-12h et 14h-17h
Durée : 6 heures
Format : formation en ligne
Prix : 250 € HT par participant Pour toute demande particulière ou tout renseignement complémentaire, le service formation de TECSOL est joignable à l’adresse formation@tecsol.fr ou au 04 68 68 16 50.

Pour s’inscrire

    

D’après des calculs AFP, les fortes chaleurs et l’arrivée de méduses à Gravelines ont porté mercredi matin les indisponibilités environnementales d’EDF à un record.

Treize réacteurs concernés au pic du matin

Peu avant 10h00 mercredi 12 août, la puissance indisponible pour « contraintes environnementales » ou « causes externes liées à l’environnement » a atteint 20,4% du parc nucléaire d’EDF, d’après des calculs réalisés à partir des données publiées par l’électricien depuis 2015. Le précédent pic portait sur 12 réacteurs dans la nuit du 14 au 15 juillet.

Au total, 13 réacteurs étaient concernés mercredi matin. Huit tranches étaient totalement arrêtées, Bugey 3, Cattenom 1, Chooz 1 et 2, Golfech 2, Gravelines 2, 3 et 4, tandis que cinq autres fonctionnaient à puissance réduite, Saint-Alban 2, Tricastin 1 et 4, Gravelines 1 et 6.

Gravelines concentre l’aléa lié aux méduses

La majeure partie de la puissance manquante provient de Gravelines, plus grande centrale d’Europe occidentale, implantée sur le littoral de la mer du Nord. Cinq de ses six réacteurs ont été affectés par des indisponibilités fortuites, totales ou partielles, après l’arrivée de plusieurs tonnes de méduses dans les stations de pompage utilisées pour prélever l’eau de mer nécessaire au refroidissement.

EDF a indiqué mardi que l’épisode avait déclenché l’arrêt automatique des unités 3 et 4, conduit à l’arrêt de l’unité 2 et à une réduction préventive à 50% de la puissance de l’unité 1, sans conséquence déclarée sur la sûreté, le personnel ou l’environnement. Selon EDF, la centrale de Gravelines dispose de six réacteurs à eau pressurisée de 900 MWe et a produit 32,27 TWh en 2025.

Les unités 1 et 6 étaient revenues à pleine puissance autour de 10h00, tandis que Gravelines 5 restait en arrêt programmé pour maintenance. EDF avait présenté le 29 juin un dispositif renforcé de surveillance des méduses, avec un partenariat de 1,5 million d’euros sur trois ans avec France Pêche Durable et Responsable et un appui de la SNSM évalué à 30 000 euros par an.

Chaleur, sécheresse et limites de rejet

Hors Gravelines, les arrêts et baisses de charge sont liés aux fortes chaleurs et à la sécheresse, qui modifient la température ou le débit des cours d’eau utilisés par les centrales. Le parc nucléaire français compte 57 réacteurs, qui assurent environ 70% de la production nationale d’électricité, et tous sont installés en bord de fleuve ou de mer afin de refroidir les installations.

Lorsque les débits diminuent ou que la température des cours d’eau augmente, EDF peut être amené à réduire ou interrompre la production afin de respecter les limites environnementales applicables aux rejets. Ces contraintes portent sur les effluents chimiques ou radioactifs, ainsi que sur l’échauffement supplémentaire provoqué par le rejet des eaux de refroidissement.

La sensibilité du parc à ces paramètres environnementaux intervient alors que la disponibilité des tranches reste une variable centrale pour l’équilibre électrique. Dans son Bilan prévisionnel 2025, RTE indiquait que la cible de production communiquée par EDF pour 2026 et 2027 restait comprise entre 350 et 370 TWh, en incluant l’EPR de Flamanville.

Pour Gravelines 2, la reconnexion au réseau était prévue mercredi à 23h00.

A 19h45, ce mercredi soir le prix du marché spot de l’électricité a atteint 461,17€/MWh

AFP.com

    

Valeo, spécialiste mondial de la technologie automobile, s’est associé à Powen, développeur photovoltaïque, pour renforcer son engagement en faveur du développement durable et de l’efficacité énergétique. Cette collaboration porte sur un nouveau projet solaire d’autoconsommation de 7,8 Mégawatts développé dans le cadre d’un contrat d’achat d’électricité (PPA).

Réalisée en seulement six mois, l’installation comprend 11 622 panneaux solaires (705 watts chacun) au sol, deux centres de transformation (CT) de 4 000 kVA ainsi qu’une ne ligne souterraine de 6 000 mètres, 25 kV (traversant l’autoroute A-316).

« Ce projet illustre l’engagement de Valeo en faveur de la décarbonation »

L’usine Valeo de Martos est l’un des plus grands centres de R&D et sites de production du groupe dans le domaine de l’éclairage. Elle a adopté le modèle d’accord d’achat d’électricité (PPA) de Finlight, qui garantit une autoconsommation à 100 % de l’électricité propre produite sur un site externe situé à 6 000 mètres. Grâce à cette infrastructure, l’usine Valeo produit et autoconsomme désormais plus de 90 % de l’énergie produite par le site, soit un total de 13,52 GWh par an.

« Ce projet illustre l’engagement de Valeo en faveur de la décarbonation. L’obtention récente de la note « A » au classement du CDP pour le climat et la sécurité de l’eau confirme la pertinence de notre stratégie pour bâtir un modèle économique plus durable. Notre collaboration avec POWEN est un levier clé pour atteindre nos objectifs et nous maintient sur la trajectoire de la neutralité carbone » assure Manuel Sanchez-Gijón, Directeur national Espagne et Directeur général du site Valeo à Martos.

Le projet permettra d’éviter environ 3 350 tonnes d’émissions de CO₂ chaque année

Cette transition permet à l’usine de couvrir 16 % de ses besoins énergétiques totaux grâce à une énergie propre produite localement. L’impact environnemental est significatif : le projet permettra d’éviter environ 3 350 tonnes d’émissions de CO₂ chaque année, soit l’équivalent de plus de 134 000 arbres par an.

Álvaro del Río, directeur général du groupe Kishoa, a souligné : « Ce projet répond aux besoins énergétiques de Valeo, et illustre clairement comment les solutions photovoltaïques peuvent transformer le modèle énergétique de l’industrie et mettre en avant la valeur de notre produit le plus innovant, le PPA connecté. Nous sommes fiers de participer à cette transition vers un avenir plus durable. Avec ce projet, Powen renforce son rôle de référence dans le secteur photovoltaïque, en proposant des solutions innovantes qui favorisent l’autoconsommation, la décarbonisation et la compétitivité des entreprises. »

    

CHINT et Octopus Energy ont signé deux accords de coopération stratégique couvrant à la fois le déploiement d’infrastructures d’énergies renouvelables et le développement de centrales électriques virtuelles en Chine. Le partenariat associe les capacités industrielles de CHINT – modules photovoltaïques, onduleurs, batteries, transformateurs ou bornes de recharge – aux technologies numériques et à l’expertise d’Octopus Energy dans le pilotage flexible de l’énergie.

Les deux groupes veulent rapprocher davantage équipements physiques et gestion numérique du système électrique. Le premier accord prévoit une coopération entre plusieurs entités européennes de CHINT – Astronergy Europe, CHINT Power Systems Poland et CHINT Solar Poland – et Octopus Energy sur de futurs projets d’énergies renouvelables.

Dans ce cadre, CHINT pourra fournir un portefeuille particulièrement large d’équipements : modules photovoltaïques, onduleurs, systèmes de stockage par batteries (BESS), transformateurs, compteurs intelligents, câbles et solutions de recharge pour véhicules électriques. Des prestations d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction (EPC) pourront également être proposées en fonction des projets.

L’ambition est de combiner les capacités de fabrication et d’ingénierie de CHINT avec l’expérience d’Octopus Energy dans le développement de projets renouvelables et les services énergétiques, afin de disposer d’une offre intégrée pouvant être déployée à plus grande échelle.

Les centrales virtuelles au cœur du deuxième accord

Le second volet du partenariat est davantage tourné vers l’énergie numérique. Chint Anneng Digital Power et Octopus Energy Group vont étudier ensemble des opportunités dans le domaine des Virtual Power Plants (VPP) sur le marché chinois.

Une centrale électrique virtuelle agrège et pilote à distance différents actifs énergétiques distribués – production photovoltaïque, batteries, équipements électriques ou consommations flexibles – afin de les faire fonctionner comme une ressource coordonnée pour le système électrique.

CHINT et Octopus veulent notamment travailler sur l’agrégation des ressources énergétiques distribuées, l’effacement de consommation et la gestion intelligente de l’énergie, ainsi que sur de nouveaux modèles économiques et des projets pilotes. L’objectif affiché est de contribuer à un réseau électrique plus flexible, plus numérisé et plus résilient.

Du matériel au pilotage logiciel

Ce rapprochement illustre une tendance désormais très nette dans le secteur : la valeur ne réside plus seulement dans la production d’électricité renouvelable, mais aussi dans la capacité à piloter simultanément production, stockage et consommation.

Pour CHINT, l’accord permet de compléter son positionnement industriel par les technologies numériques d’Octopus Energy. Pour Octopus, il donne accès à une gamme étendue d’équipements électriques et renouvelables fabriqués à grande échelle.

« Le système énergétique vert du futur nécessite du matériel de premier ordre et des technologies de pointe », souligne Greg Jackson, fondateur et directeur général d’Octopus Energy, qui voit dans le partenariat un moyen d’accélérer à la fois les infrastructures européennes et le développement de nouvelles centrales virtuelles en Chine.

CHINT, présent dans plus de 140 pays et régions et employant plus de 40 000 personnes, indique avoir réalisé en 2025 un chiffre d’affaires de 25,91 milliards de dollars.

Avec ces deux accords, les partenaires entendent désormais approfondir leur coopération autour de trois axes : infrastructures d’énergie propre, services d’ingénierie et technologies numériques de gestion de l’énergie. Une association qui traduit le rapprochement croissant entre photovoltaïque, stockage, mobilité électrique et flexibilité des réseaux.

    

CATL et Solarpro Technology ont signé un accord de coopération stratégique portant sur 2 GWh de systèmes de stockage sodium-ion en Europe centrale et orientale. Les deux partenaires veulent notamment mettre en service le premier projet de stockage stationnaire utilisant cette technologie dans la région.

Le sodium-ion poursuit son entrée dans le stockage stationnaire à grande échelle. CATL et Solarpro Technology AD ont annoncé le 21 juillet 2026 un accord portant sur 2 GWh de systèmes de batteries sodium-ion, avec pour objectif de développer des solutions adaptées aux conditions climatiques et aux besoins des réseaux électriques d’Europe centrale et orientale.

Les partenaires mettent particulièrement en avant deux caractéristiques de cette chimie : ses performances à basse température et sa durée de vie en cyclage. Ces propriétés doivent être exploitées dans différents scénarios de stockage, notamment dans les pays connaissant des hivers rigoureux. Solarpro cite en particulier la Lituanie parmi les marchés présentant un potentiel de déploiement.

Un premier projet sodium-ion attendu dans la région

L’un des objectifs affichés de l’accord est de mettre en service le premier projet de stockage d’énergie sodium-ion en Europe centrale et orientale.

Solarpro apportera son expérience dans le développement clé en main de projets renouvelables, l’intégration de systèmes ainsi que l’exploitation et la maintenance à long terme. CATL fournira pour sa part son expertise dans les cellules sodium-ion, la conception des systèmes de stockage et leur validation sur le terrain.

Les deux groupes indiquent vouloir adapter leurs solutions aux conditions climatiques locales, aux exigences des réseaux électriques et à l’évolution des marchés énergétiques de la région.

Pour Krasen Mateev, directeur général de Solarpro Holding, la technologie sodium-ion présente un intérêt particulier dans les environnements froids et pourrait trouver des débouchés en Lituanie ainsi que dans d’autres marchés d’Europe orientale.

Une alternative au lithium-ion pour le stockage stationnaire

Le choix du sodium-ion est particulièrement intéressant pour le stockage fixe. Contrairement aux batteries lithium-ion, cette technologie utilise le sodium comme principal porteur d’ions, une ressource beaucoup plus abondante.

Dans le stockage stationnaire, où la masse et l’encombrement sont généralement moins contraignants que dans les véhicules électriques, le sodium-ion peut ainsi constituer une alternative intéressante lorsque la priorité porte sur le coût, la disponibilité des matières premières, la sécurité et la tenue en température.

L’accord conclu avec Solarpro constitue donc pour CATL un terrain de déploiement à grande échelle de cette technologie sur le marché européen.

Un partenariat déjà concrétisé en Bulgarie

Cette nouvelle coopération prolonge une relation déjà engagée entre les deux entreprises. En mai 2026, CATL et Solarpro ont raccordé au réseau électrique bulgare un projet de stockage par batteries de 602 MWh. Selon CATL, cette installation a permis d’augmenter de 10 % la capacité totale de stockage d’énergie de la Bulgarie.

Le nouvel accord de 2 GWh marque donc un changement d’échelle, mais aussi un changement technologique avec le passage au sodium-ion.

Pour CATL, l’enjeu dépasse le seul marché d’Europe de l’Est : le groupe cherche à démontrer que cette chimie peut désormais sortir des phases pilotes pour s’installer dans des projets commerciaux de stockage de grande capacité.

Avec 2 GWh annoncés, l’accord CATL-Solarpro constitue ainsi un nouveau signal de l’émergence du sodium-ion comme technologie complémentaire au lithium-ion pour le stockage des réseaux électriques.

    

Publié au Journal officiel du 12 août 2026, un arrêté du 10 août précise la liste des équipements, composants essentiels et matières premières pouvant entrer dans le champ du crédit d’impôt au titre des investissements dans l’industrie verte (C3IV). Le texte concerne directement quatre filières stratégiques : batteries, photovoltaïque, éolien et pompes à chaleur. Il entre en vigueur le 13 août 2026.

Le dispositif C3IV avait été prorogé par la loi de finances pour 2026 jusqu’au 31 décembre 2028. Il vise les entreprises industrielles engageant de nouveaux investissements dans les technologies nécessaires à la transition énergétique. Le taux de base du crédit d’impôt est de 20 %, avec des majorations possibles selon la taille de l’entreprise et la localisation du projet.

Le nouvel arrêté apporte surtout une clarification très attendue : il définit précisément les opérations industrielles et les composants qui peuvent bénéficier du dispositif.

Photovoltaïque : cellules, polysilicium, verre, trackers et onduleurs

Pour la filière solaire, sont notamment éligibles la fabrication de cellules photovoltaïques, éventuellement associée sur le même site à celle de modules d’une capacité équivalente. Le texte couvre également les capteurs thermiques destinés aux modules solaires hybrides PVT.

L’arrêté inclut aussi plusieurs maillons essentiels de la chaîne de valeur : polysilicium de qualité photovoltaïque, lingots et plaquettes de silicium, verre solaire, trackers solaires et leurs structures porteuses spécifiques, ainsi que les onduleurs. Les activités d’extraction, de production, de transformation et de valorisation du silicium, du germanium et du cuivre entrent également dans le périmètre.

Pour la filière photovoltaïque française, cette liste confirme ainsi la volonté des pouvoirs publics de soutenir non seulement l’assemblage final, mais également plusieurs composants stratégiques situés en amont de la fabrication des panneaux.

Un champ très large pour les batteries

Le texte détaille également les technologies de batteries concernées. Il cite notamment les chimies LFP, LMFP, NMC, NCA, sodium-ion, lithium-soufre, lithium solide et semi-solide, ainsi que plusieurs autres familles de cellules.

Sont aussi couvertes la fabrication des matériaux actifs de cathode et d’anode, du graphite artificiel, des électrolytes, séparateurs et collecteurs métalliques. Les activités liées au lithium, au nickel, au manganèse, au cobalt et au graphite naturel peuvent également être éligibles, de même que certaines opérations de recyclage.

L’arrêté précise toutefois les conditions applicables au recyclage : la production de « black mass » n’est notamment éligible que lorsqu’elle est associée à une activité permettant la récupération finale des matières premières ou la régénération des matériaux actifs de cathode.

Éolien et pompes à chaleur également concernés

Pour l’éolien, le dispositif couvre la fabrication des machines terrestres et offshore, mais aussi une longue liste de composants : mâts, pales, aimants permanents, moyeux, roulements, boîtes de vitesses, générateurs, fondations fixes ou flottantes, sous-stations électriques, transformateurs et câbles de raccordement.

Concernant les pompes à chaleur, l’ensemble des technologies de fabrication est éligible, ainsi que plusieurs composants spécifiques comme les compresseurs à spirale ou rotatifs, les vannes quatre voies et certains échangeurs et pompes destinés à la géothermie.

Jusqu’à 60 % de crédit d’impôt dans certains cas

Le C3IV présente un taux de droit commun de 20 % des investissements éligibles. Celui-ci peut être porté à 25 % ou 40 % dans certaines zones d’aide à finalité régionale, tandis que les PME peuvent bénéficier de majorations supplémentaires. Pour une petite entreprise implantée dans certaines zones AFR, le taux peut ainsi atteindre 60 %. Avec la publication de cet arrêté, le cadre opérationnel du C3IV est désormais nettement plus précis pour les industriels des technologies propres. Pour le photovoltaïque notamment, l’inclusion explicite des cellules, du polysilicium, des wafers, du verre solaire, des trackers et des onduleurs constitue un signal en faveur d’une relocalisation plus large de la chaîne de valeur en France.

Le texte de l’arrêté

    

TECSOL, bureau d’études indépendant reconnu pour son expertise en énergie solaire, organise chaque mois des sessions de formation — en ligne — dédiées au photovoltaïque.

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.