Tecsol organise une nouvelle session de formation exceptionnelle jeudi 21 mai 2026 sur le thème de l’énergie photovoltaïque et les IRVE (Infrastructures de recharge pour les Véhicules Electriques)

Dans un contexte où la France accélère fortement l’électrification des usages et la production d’électricité décarbonée, le photovoltaïque et la recharge des véhicules électriques deviennent des briques centrales des projets énergétiques.

Le Gouvernement a récemment confirmé une trajectoire de soutien massif à l’électrification, avec près de 10 milliards d’euros mobilisés à horizon 2030, et une priorité donnée aux infrastructures de recharge et à l’autoconsommation photovoltaïque. Les véhicules électriques et le solaire deviennent ainsi deux composantes indissociables du système électrique de demain.

Cette formation vous permettra d’acquérir une vision complète et opérationnelle des enjeux :

• techniques (dimensionnement PV et IRVE, couplage des usages)
• économiques (modèles de rentabilité, autoconsommation, flexibilité)
• réglementaires et contractuels (cadre IRVE, raccordement, exploitation)

La journée est structurée en deux temps : matin (9h30 – 12h00) et après-midi (14h00 – 16h30)

Elle s’appuie sur des bases académiques solides et des retours d’expérience concrets issus de projets en exploitation.

Programme détaillé et inscription… 

Objectifs professionnels : Maîtriser le déploiement d’un projet couplant PV et infrastructures de recharge pour les véhicules électriques (IRVE)
Public concerné : Profils techniques et administratifs, toutes organisations​​​
Pré-requis : Aucun. Les inscrits sont invités à exprimer leurs besoins ou attentes s’ils le souhaitent 
Evaluation : Questionnaire de satisfaction en fin de formation
Support : Envoyé à l’issue de la formation, accompagné d’un document «Foire aux questions» reprenant les interrogations des stagiaires et les réponses des formateurs
Classe virtuelle : Salle zoom premium
Prix : 250 € HT / participant
Référent pédagogique : Sébastien Decottegnie, Ingénieur / Responsable formation

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

Programme détaillé et inscription…

    

Si nous avions besoin d’une preuve que l’énergie solaire n’est pas encore complètement en odeur de sainteté dans les plus hautes sphères de l’Etat, le rejet, la semaine dernière, de l’amendement porté par Enerplan sur l’arrêté modifiant le fonctionnement des règles de répartition de l’énergie au sein d’une opération d’autoconsommation collective, ne laisse plus de place au doute.

La trajectoire du solaire photovoltaïque en France ne sera jamais un long fleuve tranquille. En France l’autoconsommation collective a le vent en poupe avec près de deux milles opérations à la fin du premier trimestre 2026, un record en Europe, et une augmentation de plus de 120% en un an. L’ACC, c’est le solaire en liberté, celui de la solidarité entre voisins.

C’est le solaire sans limite, de quartiers en quartiers, de zones commerciales en zones commerciales, de villages en villages. Un fantastique dispositif de réappropriation de l’énergie par les territoires et de démocratie locale à vocation sociale. Certains voudraient-ils entraver cette facilité d’usage ?

En tous les cas, l’autoconsommation collective a connu un coup de semonce en cette mi-avril. Le Conseil supérieur de l’énergie a examiné le 16 avril dernier un texte visant à réformer le fonctionnement de la répartition d’une boucle en ACC, qui permet d’arbitrer après coup le dispositif en fonction de qui a réellement consommé quoi pour coller à la réalité. L’idée étant de répartir équitablement une production variable !

Inspiré par la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), ce décret réglementaire dirimant veut en finir, avec effet rétroactif, avec cette flexibilité. Il impose même de figer à l’avance les clés de répartition, jusqu’à J-2, en maximisant le taux d’autoconsommation. La règle n’est plus la même, la souplesse n’est plus de rigueur, l’immobilité hiératique fera foi via des consommations et des productions fixées sans tenir compte des aléas du réseau ou de la météo. Et encore une remise en cause d’un dispositif qui commençait à faire ses preuves ! La politique du stop and go…

De quoi à peur la DGEC ? Officiellement, elle pointerait des « arbitrages opportunistes » avec des professionnels susceptibles d’optimiser a posteriori la répartition en fonction des prix du marché. A la marge ! Le syndicat Enerplan a réagi en déposant plusieurs amendements sur le texte. L’un, évoqué plus haut, préconise la création d’un bandeau, défini chaque mois, qui réserverait un certain pourcentage de la production totale de la centrale solaire à la boucle en ACC.

Le pourcentage restant serait alloué à l’agrégateur ou à l’acheteur obligé. Problème, la DGEC évoque pourquoi pas la possibilité d’un bandeau, mais un bandeau figé pour des durées de plusieurs années, ce qui rend impossible l’incrémentation de nouveaux consommateurs dans la boucle au fil du temps. L Et devinez ce qui arriva ? L’amendent d’Enerplan a fait chou blanc auprès du CSE.

Et l’histoire du développement de l’énergie solaire en France de connaître ainsi un nouvel avatar. La DGEC et le CSE ont donc décidé de supprimer la liberté d’allouer en toute souplesse la production d’énergie solaire aux autoconsommateurs. Le modèle de l’ACC est ainsi remis en cause ébranlant à nouveau la confiance des investisseurs, autant sur la viabilité économique des projets que sur le dispositif de gouvernance. L’actualité du solaire de ces dernières années confine à une étrange tautologie.

A chaque avancée du solaire, une mesure pour contraindre et ralentir son développement. Comme une rengaine, une litanie désespérante. Au nom du fait que le solaire serait une énergie intermittente et nuisible dont il faudrait contrôler l’essor. Une énergie qui dérange comme la vérité d’Al Gore !

Et aujourd’hui c’est l’ACC qui est en grand danger. Que pourrait-il se passer avant la publication de l’arrêté ? La relance des discussions, la réouverture d’un dialogue entre les professionnels de la filière et le gouvernement… D’aucuns font déjà part de leur résignation. « Quand il n’y a pas d’espoir, il faut inventer l’espoir » écrivait Albert Camus.

    

La proposition de loi sur les critères de priorisation du raccordement des installations de production d’EnR aux réseaux d’électricité a été adopté en première lecture par le Sénat. A quelques modifications près !  

Mercredi 29 avril 2026, le Sénat a adopté en première lecture, avec modifications, la proposition de loi visant à définir des critères de priorisation du raccordement des installations de production d’énergies renouvelables aux réseaux d’électricité, déposée par Michel Masset et plusieurs de ses collègues. Le rapporteur au nom de la commission des affaires économiques est Yves Bleunven.

La France est engagée depuis plusieurs années dans le développement de l’électrification des usages tandis qu’elle s’est fixée de grandes ambitions en matière de décarbonation des transports, des logements et de l’industrie, qui restent encore très dépendants des énergies fossiles. D’importantes filières de production d’énergies renouvelables se sont constituées en France pour accompagner cette ambition.

Le monde agricole a pleinement pris sa part dans cette dynamique. L’agrivoltaïsme a connu un développement soutenu. Dans cette démarche, chaque acteur joue son rôle, porteurs de projet, propriétaires, instructeurs des demandes d’urbanisme… sans toutefois qu’une concertation ou une autorité puisse clarifier la faisabilité finale d’un projet, notamment dans les cas où le raccordement de la future centrale électrique au réseau public de distribution est impossible.

L’auteur du texte constate un problème de méthodologie, né du décalage entre les procédures d’urbanisme et les contraintes techniques du réseau. En effet, la validation d’un projet n’est pas conditionnée à la faisabilité de son raccordement. En conséquence, les objectifs de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) 2019-2028 en matière de puissance photovoltaïque installée seront sans doute remplis, mais les capacités de raccordement ne suivront pas cette cadence soutenue.

Aussi conviendrait-il de réformer la procédure d’élaboration des projets pour que la nouvelle PPE trouve une traduction concrète dans la faisabilité des projets, afin que de nouveaux projets ne puissent voir le jour s’ils ne s’inscrivent pas dans la trajectoire de dimensionnement du réseau. Ladite proposition de loi entend répondre à ce chantier.

Sur la proposition de sa commission des affaires économiques, le Sénat a modifié le texte afin de :

• définir, par décret en Conseil d’État, les critères de priorisation des demandes de raccordement des installations de production d’énergies renouvelables. Cette disposition permettra de sécuriser le dispositif sur le plan juridique ;
• supprimer l’étude exploratoire systématique qui risquerait, d’une part, d’encombrer les services d’études des gestionnaires de réseaux et, d’autre part, d’allonger la durée totale de raccordement sans réel bénéfice pour les porteurs de projets ;
• renommer, par cohérence, son intitulé : « Proposition de loi visant à définir des critères de priorisation du raccordement des installations de production d’énergies renouvelables aux réseaux d’électricité ».

La proposition de loi ainsi modifiée va être transmise à l’Assemblée nationale.

    

L’article publié sur The Conversation met en lumière les progrès récents des cellules photovoltaïques à base de pérovskites, une filière émergente qui pourrait profondément transformer l’industrie solaire. Ces matériaux, apparus au début des années 2010, ont connu une progression spectaculaire de leurs performances, rivalisant désormais avec le silicium, matériau dominant du photovoltaïque depuis plusieurs décennies.

Plutôt que de remplacer le silicium, les pérovskites sont aujourd’hui envisagées comme un complément stratégique. L’enjeu principal réside dans le développement de cellules « tandem », combinant les deux technologies pour dépasser les limites physiques du silicium seul et atteindre des rendements nettement supérieurs. Cette hybridation constitue une piste majeure pour améliorer la production d’électricité solaire tout en réduisant les coûts.

Cependant, la filière pérovskite reste confrontée à plusieurs verrous technologiques, notamment en matière de stabilité, de durabilité et d’industrialisation à grande échelle. Comme le souligne le chercheur Daniel Lincot, spécialiste reconnu du photovoltaïque, aucune technologie unique ne s’imposera probablement : « les pérovskites ont apporté un élan considérable […] mais elles se heurtent à des verrous importants ».

Dans cette perspective, l’article insiste sur la complémentarité des approches technologiques et sur le rôle central de la recherche pour franchir ces obstacles. Les pérovskites pourraient ainsi accélérer la transition énergétique en renforçant les performances des panneaux solaires, à condition de réussir leur passage à l’échelle industrielle.

Au-delà des aspects techniques, cette dynamique illustre l’évolution rapide du photovoltaïque, devenu en quelques années un pilier de la transition énergétique mondiale, porté à la fois par l’innovation scientifique et par la baisse continue des coûts.

Lire l’article…

    

Le guide de Revolt.eco publié le 29 avril s’adresse aux installateurs solaires qui veulent structurer leur entreprise, sécuriser leur rentabilité et prendre une longueur d’avance en s’appuyant sur les 5 leviers suivants :

• Comprendre les évolutions du marché
• Structurer leur offre commerciale
• Optimiser leurs process internes
• Booster leur notoriété
• Former leurs collaborateurs

Pourquoi télécharger ce guide ? Depuis 2006, le solaire français a connu une succession de phases d’euphorie et de ruptures brutales… Il entre aujourd’hui dans une nouvelle ère au sein d’un marché plus mature, plus exigeant, plus stratégique. À l’horizon 2030, l’installateur qui réussira ne sera plus seulement un poseur de panneaux. Il sera un énergéticien local, capable de piloter, optimiser et valoriser chaque kilowattheure.

C’est pour accompagner les pros dans cette transformation que Revolt.eco a mené une étude complète auprès de 24 experts – le bureau d’études Tecsol a contribué à l’étude – sur l’évolution du marché depuis 2006 et les enjeux de la filière d’ici 2030.

En donnant la parole à celles et ceux en première ligne, Revolt.eco a fait le choix d’une approche ancrée dans le réel. Ici, pas de théorie abstraite ni de spéculations : cette étude livre des enseignements concrets, directement actionnables par les installateurs. En lisant cette étude, les installateurs apprendront à connaître et comprendre le marché pour mieux conseiller leurs clients notamment dans l’anticipation des cycles, l’intégration du stockage, la flexibilité, l’électrification des usages et devenir par la même un véritable architecte énergétique.

Pour télécharger le guide…

    

Alors que l’État n’est plus tenu de racheter le surplus solaire des particuliers, la question se pose avec acuité : comment rendre une installation solaire rentable ? mylight150, fournisseur d’énergie et fabricant de solutions de pilotage solaire, répond par un produit concret. Le coffret Robin pilote intelligemment les équipements du foyer, stocke le surplus en illimité et reverse des récompenses en cash directement sur le compte bancaire du client. Jusqu’à 1 100 euros d’économies et de récompenses par an, sans contrainte d’usage.

Pendant des années, l’obligation de rachat du surplus solaire par EDF a constitué l’un des principaux arguments financiers en faveur de l’installation de panneaux photovoltaïques.

Avec la nouvelle réglementation, s’équiper d’un coffret de gestion d’énergie devient incontournable

Ce modèle est aujourd’hui terminé : le tarif de rachat est tombé à 0,04 euro par kilowattheure, un niveau symbolique qui ne justifie plus le gisement énergétique produit chaque été par des millions de toits équipés.

Parallèlement, un arrêté publié en 2024 est venu établir un nouveau cadre fiscal : les installations associant des panneaux bas-carbone et un coffret de gestion d’énergie bénéficient désormais d’une TVA à 5,5 %, contre 20 % en régime standard. C’est plus de 1000€ de gagné pour une installation éligible.

C’est dans ce contexte que mylight150 restructure son offre et lance une gamme simplifiée de coffrets de gestion d’énergie, centrée sur ce qu’elle fait de mieux : transformer le surplus solaire en levier financier actif pour le client.

Le coffret Robin : trois leviers, une facture qui baisse

Le coffret Robin pilote les trois équipements les plus gourmands du foyer : le chauffe-eau, la pompe à chaleur et la borne de recharge pour véhicule électrique. Il démultiplie les économies chaque mois pour le client :

• En concentrant la consommation quand les panneaux produisent : les équipements sont activés aux moments de production solaire, réduisant mécaniquement la part d’électricité achetée au réseau.
• En évitant la consommation aux heures de pointe les plus chères du réseau électrique : Mylight150, en tant que fournisseur d’électricité, accède aux prix en temps réel et active les équipements lorsque l’électricité est au plus bas.

mylight150 est rémunéré par le gestionnaire du réseau RTE pour cela et peut rendre ce gain au client. Tout se passe depuis l’application mylight150, sans intervention du client. La récompense est visualisable en temps réel et virable à tout moment sur le compte bancaire.

Le surplus stocké en été, réutilisé en hiver

La nouveauté structurante de cette gamme est le couplage du pilotage avec un stockage virtuel du surplus solaire désormais illimité. Avec le coffret Robin, chaque kilowattheure produit en surplus est comptabilisé et stocké en batterie virtuelle, sans plafond. Ce crédit énergétique peut être restitué en facture lors des périodes de forte consommation, typiquement en automne et en hiver. Le client qui produit beaucoup l’été, prépare ainsi activement sa saison de chauffage.

La batterie virtuelle n’est pas en opposition avec la batterie physique : les deux sont complémentaires. La batterie physique gère les excédents du quotidien, la batterie virtuelle capte ce qu’elle ne peut pas absorber et le valorise sur plusieurs mois. « Nous sommes suffisamment grands pour ne plus être ignorés. Mais la question qui reste posée est simple : quand l’État sort du jeu, qui garantit que votre installation solaire continue de vous rapporter quelque chose ? C’est exactement à cela que répond le coffret Robin » s’enthousiasme Ondine Suavet, CEO de Mylight150.

Un petit calcul

En moyenne, un foyer équipé d’un Robin économise jusqu’à 1 000 euros par an sur sa facture d’électricité, grâce à l’autoconsommation et au stockage virtuel. Si Robin pilote également le chauffe-eau, la pompe à chaleur ou la borne de recharge, le client perçoit en plus jusqu’à 500 euros de récompenses en cash par an, versées directement sur son compte bancaire. Soit jusqu’à 1 500 euros de gain total annuel. Premier retour terrain : en 2025, un client Mylight150 a cumulé 565 euros sur sa cagnotte de récompenses en cash sur la seule année écoulée.

    

De Gaulle Fleurance a accompagné Decade Energy dans le cadre de sa levée de fonds de 16 millions d’euros, destinée à accélérer le développement d’infrastructures énergétiques dans les dépôts logistiques à travers l’Europe, en vue de soutenir l’électrification des flottes de camions.

L’engagement de 16 millions d’euros d’Eiffel Investment Group, via son fonds Eiffel Transition Infrastructure, est spécifiquement dédié au financement et au déploiement des projets. Ce financement, accompagné d’une seconde levée de fonds menée en parallèle par SET Ventures, aux côtés d’investisseurs existants, positionne Decade Energy à l’avant‑garde de l’électrification des dépôts logistiques en Europe. Il permettra à l’entreprise d’accélérer le déploiement de ses projets, d’élargir son offre de solutions et de poursuivre le développement de la plateforme technologique qui les sous‑tend.

Alors que l’électrification des poids lourds s’accélère, l’un des principaux freins reste l’accès à l’électricité : contraintes du réseau, délais de raccordement et complexité des systèmes énergétiques sur site ralentissent la transformation de nombreux dépôts logistiques. Decade Energy répond à ces enjeux en développant, finançant et exploitant des infrastructures énergétiques intégrées adaptées aux besoins des flottes de camions électriques.

Son offre comprend notamment de nouveaux raccordements au réseau, des systèmes de stockage d’énergie par batteries (Battery Energy Storage Systems – BESS), des bornes de recharge pour véhicules électriques, des installations solaires ainsi qu’une plateforme logicielle permettant d’optimiser la consommation énergétique. Grâce à un modèle sans investissement initial (CapEx) pour les exploitants de sites, Decade Energy contribue à sécuriser les capacités électriques des dépôts logistiques tout en générant des revenus locatifs prévisibles et une création de valeur additionnelle via la participation des BESS aux marchés de l’énergie.

De Gaulle Fleurance – Sylvie Perrin, Frédéric Paquet et Lionel Attal, avocats associés, Anne Kuhanathan, senior manager, Paul Lefèvre et Eléna Divry, avocats – a conseillé Decade Energy tout au long de cette opération. Eiffel Investment Group était conseillé par De Pardieu Brocas Maffei. Sylvie Perrin, avocate associée chez De Gaulle Fleurance commente : « Nous sommes très heureux d’avoir accompagné cette nouvelle étape du développement de Decade Energy avec une levée de fonds qui lui permettra de poursuivre activement ses déploiements sur des sites logistiques, et de participer au renforcement du raccordement réseau. »

    

TotalEnergies, en partenariat avec Nextnorth, développeur philippin d’énergies renouvelables, annonce avoir sécurisé le financement et lancé la construction d’une centrale solaire de 440 MWc. Situé dans la ville d’Ilagan, dans la province d’Isabela, ce projet, détenu par TotalEnergies (65%) et Nextnorth (35 %), devrait être mis en service d’ici fin 2027.

Une fois opérationnelle, la centrale produira 13,5 TWh sur 20 ans. Plus de 50 % de l’électricité produite sera vendue dans le cadre de contrats d’achat d’électricité de long terme à deux fournisseurs d’électricité, AdventEnergy et Prime RES, afin d’alimenter des clients commerciaux et industriels engagés dans la décarbonation de leurs activités. Le reste de la production sera vendu au réseau national, à la suite de l’attribution du projet lors du 4^e appel d’offres du programme gouvernemental philippin d’enchères d’énergie renouvelable.

« La sécurité énergétique n’a jamais été aussi cruciale pour les Philippines qu’aujourd’hui. Face à une demande en hausse et à une forte dépendance aux combustibles importés, le pays a besoin de capacités renouvelables domestiques, à grande échelle et finançables. En collaboration avec TotalEnergies, nous délivrons une électricité renouvelable et fiable, qui bénéficie aux communautés, crée des emplois et accompagne la transition des Philippines vers un avenir énergétique plus indépendant », indique Miguel Mapa, Président-directeur général de Nextnorth.

D’un coût total d’environ 300 millions de dollars, le projet est financé par trois banques internationales : Sumitomo Mitsui Banking Corporation (SMBC), ING Bank NV (ING) et Standard Chartered (SCB). Il s’agit à ce jour du plus important financement international jamais réalisé pour un projet solaire aux Philippines. 

« Nous nous réjouissons, avec notre partenaire Nextnorth, de lancer la construction de ce projet solaire majeur aux Philippines, contribuant ainsi à l’objectif du pays d’accroître la part des énergies renouvelables dans son mix de production électrique. Ces 440 MW contribueront au portefeuille de de 9 GW d’énergies renouvelables que nous regroupons avec Masdar au sein d’une coentreprise détenue à 50/50 dans neuf pays asiatiques », conclut Olivier Jouny, Directeur Renouvelables de TotalEnergies.

    

Au registre du contrat en Complément de Rémunération, EDF OA communique sur le passage du marché spot au pas de temps 15 minutes et sur l’arrêté d’application de l’article 184 de la Loi de Finances pour 2026. Détails pratiques !

En application du Règlement européen du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité, le pas de temps de règlement des déséquilibres ou « écarts » est passé de 30 à 15 minutes le 1^er janvier 2025. A la suite de cette évolution, le pas de temps du marché journalier (« marché spot » ou « cours au comptant ») est passé d’une heure à 15 minutes, en France comme pour tous les pays européens participant au couplage de marché, le 1^er octobre 2025.

Les contrats en Complément de Rémunération font aujourd’hui référence au prix horaire du marché spot pour le calcul du complément de rémunération et le versement de la prime dite « prix négatifs », prévue par la clause prévoyant le versement d’une prime au producteur lorsqu’il ne produit pas d’électricité et que le cours au comptant est strictement négatif sur la ou les plateformes de marché organisé français de l’électricité pour une livraison le lendemain ou lorsqu’il produit et que les conditions définies au IV.

A de l’article 175 de la loi de finances 2025 sont respectées. Deux textes réglementaires successifs sont venus apporter les modalités de mise en application de cette évolution pour les contrats en Complément de Rémunération. Ainsi, pour la période du 1^er octobre 2025 au 30 avril 2026, deux notes d’instruction du 1^er et 9 octobre 2025 faisaient référence.

A partir du 1er mai 2026, l’article 184 de la loi de finances pour 2026 modifie les modalités du versement du complément de rémunération et de la prime de prix négatif. L’arrêté du 16 avril 2026 fixe les dates d’entrée en vigueur et précise les évolutions concernant les modalités du versement du complément de rémunération et de la prime prix négatifs. Une note d’instruction de la Direction Générale de l’Energie et du Climat émise le 27 avril 2026 permet de définir les références à prendre en considération pour la détermination du code postal et précise le traitement de cas particuliers.

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Après avoir lancé son programme Zero Bills Homes (ou maisons sans factures) avec deux maisons test fin 2025, Octopus Energy France annonce la signature d’un premier projet d’envergure avec un promoteur immobilier. En partenariat avec LMO.IMMO les futures maisons individuelles de l’éco-quartier « Les Toupes » à Bletterans au cœur de Jura (39) permettront ainsi à leurs futurs habitants de ne plus payer de factures d’électricité pour une durée pouvant aller jusqu’à dix ans. Comment ça marche ?

Situé dans la commune de Bletterans, le projet « Les Toupes » veut redéfinir les standards du logement durable. Cet éco-quartier, dont la phase de pré-commercialisation vient de commencer, comprendra 83 logements dont 51 maisons individuelles affichant des surfaces comprises entre 45 m² et 115 m². La conception de l’ensemble a été pensée pour favoriser la mixité intergénérationnelle, ciblant prioritairement les primo-accédants, les familles avec enfants et les jeunes retraités.

Ces maisons seront commercialisées avec l’option d’éligibilité au tarif Zero Bills Homes d’Octopus Energy. Pour les futurs propriétaires, la promesse est simple mais inédite en France : une facture d’électricité à 0 € garantie pendant au moins 5 ans, avec une possibilité d’extension annuelle allant jusqu’à 10 ans sans facture.

La technologie au service d’un modèle « gagnant-gagnant »

Dans ces maisons, qui sortiront de terre d’ici deux ans, Octopus Energy s’appuiera sur la complémentarité de plusieurs équipements – pompe à chaleur, panneaux solaires, batterie domestique – pour créer une autonomie énergétique maximale. Cette combinaison permettra de produire, stocker, gérer et auto-consommer l’énergie de manière optimale. Le pilotage intelligent des batteries et de la production solaire sera orchestré par le fournisseur, qui peut ainsi garantir un minimum de 5 ans sans facture d’énergie à ses clients (soit une économie moyenne de 1851 € par an*) tout en contribuant à équilibrer le réseau électrique.

« Avec les Zero Bills Homes, nous démontrons que les technologies propres peuvent à la fois limiter les émissions de carbone, réduire les factures de nos clients et leur offrir une réelle indépendance énergétique Avec ce premier projet d’éco-quartier “sans factures”, nous démontrons qu’une nouvelle norme de logement à grande échelle est possible en France et dans le monde. », confie Céline Stein, CEO d’Octopus Energy.

La création de 15 000 maisons sans factures d’ici 2030

Fort du succès des Zero Bills Homes au Royaume-Uni (où 5000 maisons sont déjà accréditées) et en Allemagne, Octopus Energy France nourrit de grandes ambitions pour déployer ce modèle encore plus largement. À moyen terme, le fournisseur souhaite ainsi nouer des partenariats avec d’autres promoteurs et les pouvoirs publics (les municipalités notamment) et vise la création de 15 000 maisons sans factures d’ici 2030, dans tout l’Hexagone. 

« Grâce à ce partenariat, nous ambitionnons d’offrir aux futurs habitants la tranquillité financière qu’offre aujourd’hui une maison bioclimatique associée à la production de sa propre énergie » explique Daniel Exbrayat chez LMO.IMMO.

« Un quartier d’avant-garde, un quartier innovant, respectueux de l’environnement, confortable pour ses habitants »

Ce projet bénéficie du soutien enthousiaste de la mairie de Bletterans. Déjà cliente d’Octopus Energy France pour son éclairage public, la commune confirme ainsi sa volonté d’accélérer la transition énergétique sur son territoire. 

« Lorsqu’il s’est agi de créer un nouveau quartier à Bletterans, nous l’avons conçu comme un quartier d’avant-garde, un quartier innovant, respectueux de l’environnement, confortable pour ses habitants. Ce sont toutes ces valeurs que nous retrouvons dans ce partenariat inédit avec Octopus Energy dont nous sommes particulièrement fiers », conclut Stéphane Lamberger, Maire de Bletterans.

*Calcul sur la base de la facture énergétique moyenne des ménages en France selon les derniers chiffres du SDES