Selon une analyse publiée par le quotidien économique Les Échos, les batteries de stockage d’électricité connaissent un véritable âge d’or en France. La forte volatilité des prix sur les marchés de gros crée en effet des opportunités économiques inédites pour les exploitants de systèmes de stockage par batteries (BESS). Le 1er mai dernier, les prix de l’électricité ont ainsi varié entre –498 €/MWh et +104 €/MWh au cours de la même journée.

Dans ce contexte, une batterie de 10 MWh aurait pu générer environ 6 000 euros de revenus en une seule journée grâce à l’arbitrage entre heures creuses et heures de forte demande, tout en participant aux services système de RTE pour l’équilibrage du réseau.

Le principe consiste à stocker l’électricité lorsque les prix sont faibles — voire négatifs lors des pics de production solaire — puis à la restituer lorsque les prix remontent. Selon plusieurs acteurs du secteur cités par Les Échos, une batterie de 10 MWh peut désormais rapporter jusqu’à 600 000 euros par an, permettant d’amortir rapidement un investissement évalué autour de 2 millions d’euros.

La multiplication des épisodes de prix négatifs liés au développement des énergies renouvelables renforce encore l’intérêt économique du stockage. Le passage récent à des cotations tous les quarts d’heure sur Epex, la bourse de l’électricité, permet également d’optimiser davantage les revenus.

Résultat : près de 15 GW de projets de batteries sont aujourd’hui en file d’attente en France. Pour RTE, ces installations joueront un rôle clé dans la stabilité future du système électrique.

Lire l’article sur le site Les Echos

    

Tecsol organise une nouvelle session de formation exceptionnelle lundi 1er juin 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)

Voici les experts qui interviendront lors de cette formation :

TECSOL : Maximilien Endler (Directeur Technique), Sébastien Decottegnie (Responsable d’agences), Alexandra Batlle (secrétaire générale)
TECSOL Antilles Guyane : Nicolas Breugnot, responsable d’agence, La Réunion
LLC ET ASSOCIES : Justine Bain-Thouverez (Avocat associé) et Tiphaine Rich (Directrice du pôle Affaires Energie)
GREENPOWER France : Tanguy Leduc, Responsable technique
RENAULT Group : Témoignage de Guillaume de Villaret, Senior manager stratégie réseau & environnement, Direction Stratégie Réseau France
Animation : Jean-Louis Busquet (Rédacteur en chef de Tecsol-Quotidien)

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… 

    

La guerre en Iran et les tensions persistantes autour du détroit d’Ormuz provoquent un nouvel électrochoc énergétique mondial. Alors que les prix du pétrole et du gaz flambent depuis plusieurs semaines, un autre phénomène, moins visible mais tout aussi stratégique, est en train de s’accélérer : l’explosion des exportations chinoises de produits photovoltaïques. Selon une analyse publiée par le centre de recherche britannique Ember, les exportations solaires chinoises ont quasiment doublé entre février et mars 2026.

La Chine domine aujourd’hui l’ensemble de la chaîne de valeur photovoltaïque mondiale. Elle exporte des wafers — ces fines tranches de silicium servant de base aux cellules photovoltaïques — mais aussi des cellules et des panneaux complets prêts à être installés. Les wafers et cellules sont principalement expédiés vers des pays asiatiques où ils sont assemblés afin de contourner certaines restrictions commerciales américaines. L’Europe, de son côté, importe essentiellement des panneaux finis.

Le déclenchement du conflit avec l’Iran et surtout le blocage du détroit d’Ormuz ont profondément modifié les équilibres énergétiques mondiaux. La fermeture partielle du détroit — par lequel transite près de 20 % du pétrole mondial — a provoqué une envolée des prix du brut et un choc comparable aux grandes crises pétrolières des années 1970.

Dans ce contexte, le solaire apparaît plus que jamais comme une réponse économique et géopolitique. Les importations européennes de panneaux chinois, relativement stables depuis 2022, ont ainsi nettement rebondi depuis le début de l’année. Cette accélération traduit la volonté des États et des entreprises de réduire leur dépendance aux hydrocarbures importés, devenus à la fois coûteux et stratégiquement risqués.

Le phénomène est d’autant plus marquant que cette hausse massive des exportations photovoltaïques chinoises n’a, pour l’instant, entraîné qu’un impact limité sur les prix des panneaux. Les surcapacités industrielles chinoises, construites depuis plusieurs années, permettent en effet d’absorber cette demande supplémentaire sans tension majeure sur les marchés.

Cette nouvelle séquence confirme une tendance de fond : les crises géopolitiques accélèrent désormais la transition énergétique. Après la guerre en Ukraine, le conflit iranien rappelle brutalement que la souveraineté énergétique passe aussi par l’électrification et le développement massif des renouvelables. Dans cette recomposition mondiale, la Chine apparaît plus que jamais comme le principal fournisseur de la transition solaire planétaire.

    

Le fabricant marseillais Dualsun franchit une nouvelle étape dans sa stratégie industrielle. Le leader français du solaire résidentiel a annoncé le lancement d’AZUR, une nouvelle gamme de panneaux photovoltaïques assemblés en Europe et éligibles au dispositif de TVA réduite à 5,5 %. L’entreprise publie également les premiers chiffres sur l’impact réel de cette mesure fiscale entrée en vigueur en octobre 2025.

Présentée à Paris dans le cadre de l’événement « Vivre ensemble » organisé par la Fondation GoodPlanet de Yann Arthus-Bertrand, cette nouvelle gamme marque le retour progressif de Dualsun vers une production européenne. Le fabricant s’est associé à l’autrichien Sonnenkraft pour développer et assembler les panneaux AZUR, dans un contexte de fortes tensions commerciales entre l’Union européenne et la Chine sur les équipements photovoltaïques.

Une stratégie européenne pour répondre à la TVA à 5,5 %

Pour Dualsun, la TVA réduite à 5,5 % constitue bien plus qu’un simple avantage fiscal. L’entreprise y voit le signal d’une réindustrialisation progressive du photovoltaïque européen, renforcée par le Net Zero Industry Act et par le futur Industrial Accelerator Act de la Commission européenne.

Le nouveau panneau AZUR affiche une empreinte carbone de 504,9 kg CO₂eq/kWc selon la méthodologie ECS PPE2-V2, lui permettant d’être éligible au taux réduit. Les certifications sont en cours auprès de Certisolis. Le module repose sur des cellules TOPCon N-type et atteint un rendement garanti de 22,38 %, avec une résistance à la grêle certifiée RG4 et une garantie produit de 30 ans.

Dualsun met également en avant son service client basé à Marseille, certifié « Service France Garanti » et « Relation Client 100 % France », ainsi que son réseau de 300 installateurs agréés formés dans ses académies de Marseille et Lyon.

Les fabricants chinois restent les grands bénéficiaires du dispositif

L’étude menée par Revolt.eco, logiciel métier utilisé par près d’un millier d’installateurs photovoltaïques, révèle cependant un paradoxe. Si la TVA à 5,5 % a dynamisé le marché, ce sont surtout les fabricants chinois qui en bénéficient aujourd’hui.

Selon les données publiées par Dualsun, les panneaux chinois éligibles représentaient seulement 1 % des projets signés en octobre 2025. Ils atteignent désormais 22 % en avril 2026, tandis que les fabricants européens restent sous la barre des 5 %. Le graphique présenté dans le dossier de presse montre une progression continue des panneaux chinois éligibles à la TVA réduite mois après mois, au détriment des acteurs européens.

Dualsun estime que cette situation s’explique par la maîtrise complète de la chaîne de valeur par les grands industriels asiatiques, capables de répondre rapidement aux exigences d’éco-conception imposées par la réglementation européenne.

L’entreprise marseillaise affirme néanmoins vouloir poursuivre sa stratégie industrielle hybride : produire en France lorsque cela est possible, notamment avec sa gamme hybride SPRING assemblée dans l’Ain, et développer une production européenne compétitive pour le photovoltaïque résidentiel classique.

    

Le 6 mai dernier, une cinquantaine d’acteurs du solaire et du bâtiment étaient réunis sur le site de SLS Actiparc Sillon Alpin, au Cheylas, pour une journée consacrée à un gisement encore trop souvent sous-exploité : les grandes toitures existantes de bâtiments industriels, logistiques, commerciaux ou tertiaires, souvent incapables de supporter le poids de panneaux photovoltaïques cadrés. Autour d’un acteur de référence : HELIUP !

Un sujet au cœur de l’actualité solaire. Entre essor de l’autoconsommation, évolution des obligations réglementaires sur les bâtiments et nécessité de valoriser les surfaces déjà artificialisées, les toitures existantes apparaissent comme un terrain d’accélération naturel pour la transition énergétique. Leur solarisation suppose toutefois une approche adaptée, capable de prendre en compte les spécificités techniques, assurantielles et économiques de chaque bâtiment.

Intégrer dès l’amont les contraintes de structure, d’étanchéité, d’assurance et d’exploitation dans la durée

C’est précisément sur ces enjeux que la journée organisée par HELIUP, avec son partenaire SOPRASOLAR, a concentré les échanges. L’entreprise industrielle française développe et produit des solutions photovoltaïques légères destinées aux grandes toitures, en particulier lorsque la charpente ou le complexe d’étanchéité ne permettent pas l’installation de systèmes classiques.

Son panneau léger issu de trois années de recherche et développement, a été conçu pour répondre à ces contraintes spécifiques, avec une attention particulière portée aux critères techniques et de qualité pour garantir un système fiable et robuste sur 25 ans, et une simplicité de mise en œuvre sur bâti existant.

Cette journée a permis de confronter cette solution aux réalités du terrain, à travers des retours d’expérience et témoignages clients. Tous ont souligné l’importance d’une approche complète, intégrant dès l’amont les contraintes de structure, d’étanchéité, d’assurance et d’exploitation dans la durée. Les participants ont également pu visiter la ligne de production d’HELIUP, et assister à une démonstration de mise en œuvre d’un panneau sur membrane d’étanchéité – en moins de 60 secondes chrono.

L’usine d’HELIUP a soufflé sa première bougie

En toile de fond, une conviction partagée : la solarisation des bâtiments existants constitue un levier majeur pour développer une production électrique locale, décarbonée et compétitive, sans artificialisation supplémentaire des sols. Dans un contexte où les obligations solaires sur bâtiments et parkings se renforcent progressivement, et où l’autoconsommation devient un axe structurant des projets, la capacité à équiper les toitures jusqu’ici difficilement accessibles constitue un facteur clé d’accélération.

Un an après l’inauguration de son usine industrielle de 100 MWc dans le Sillon Alpin, HELIUP s’impose aujourd’hui comme l’un des acteurs français structurants du photovoltaïque, avec une ambition claire : ouvrir au solaire une partie du parc de toitures existantes jusqu’ici difficile à équiper.

    

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.

    

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.

Télécharger le courrier

    

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, il y a  un peu de deux semaines, 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 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. 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.

ERRATUM/ L’amendement d’Enerplan dédié au bandeau a bien été adopté par le CSE. Mais comme il est dit, cet amendement ne garantit en rien la flexibilité du modèle.

    

L’actualité récente confirme une bascule préoccupante du gouvernement français vers une stratégie du « tout électrique » dont les effets pourraient s’avérer délétères. En affirmant que l’électrification est la seule réponse structurelle aux crises actuelles, le plan proposé il y a quelques jours ignore les principes de sobriété et d’efficacité qu’il avait pourtant lui-même introduits dans la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3).

En mobilisant massivement les Certificats d’économie d’énergie (CEE) au service de l’électrification des usages — pompes à chaleur, véhicules électriques… — le gouvernement opère un arbitrage discutable : ces fonds, dont une part finançait jusqu’ici des actions de sobriété et de réduction de la demande (comme la rénovation), sont désormais réorientés vers l’équipement plutôt que vers la baisse de la consommation.

Cette substitution est particulièrement critique dans le bâtiment, où privilégier l’installation de pompes à chaleur sans traiter la rénovation thermique globale risque d’enfermer dans la précarité les occupants de passoires énergétiques.

L’empreinte énergétique des data centers reste par ailleurs un impensé du plan : en facilitant les raccordements au réseau « au profit des projets les plus mûrs », le gouvernement risque de flécher des capacités électriques vers des usages numériques intensifs, au détriment de projets industriels dont la décarbonation est pourtant plus directement utile au climat.

Face à cette obsession simpliste qui risque de nous empêcher structurellement d’atteindre nos objectifs climatiques, la production d’un contre-récit indépendant, robuste et chiffré, est une nécessité démocratique. Le scénario porté par l’Association négaWatt offre cette cohérence indispensable en remettant l’usage et les besoins au cœur de la trajectoire énergétique (publication prévue à l’automne 2026).

    

Selon une étude publiée par SolarPower Europe, l’Union européenne pourrait réduire de moitié les coûts d’exploitation de son système électrique d’ici 2030 grâce à une accélération massive du déploiement du solaire photovoltaïque et du stockage par batteries. Le rapport intitulé Solar+ estime qu’une stratégie combinant solaire et batteries permettrait à l’Europe d’atteindre ses objectifs climatiques tout en renforçant sa sécurité énergétique et en abaissant durablement les prix de l’électricité.

L’étude compare deux trajectoires pour le système électrique européen à l’horizon 2030 : un scénario « tendanciel » et un scénario plus ambitieux baptisé « Solar+ ». Dans cette seconde hypothèse, les renouvelables couvriraient près de 70 % de la demande électrique européenne, contre 62 % dans le scénario de référence. Le solaire deviendrait alors la première source de production d’électricité en Europe, avec plus de 26 % du mix électrique.

Pour y parvenir, la capacité solaire européenne devrait atteindre 732 GW en courant alternatif en 2030, contre environ 325 GW aujourd’hui. En parallèle, le stockage par batteries progresserait fortement pour atteindre 171 GW de puissance et près de 600 GWh de capacité énergétique.

Selon SolarPower Europe, cette combinaison solaire + batteries réduirait considérablement la dépendance européenne aux combustibles fossiles importés. Le rapport estime que le solaire permettra d’économiser jusqu’à 53 milliards d’euros par an d’importations de gaz en 2030, contre 27 milliards dès 2025. Sur la période 2026-2030, les économies cumulées pourraient atteindre 223 milliards d’euros.

L’impact sur les marchés de l’électricité serait également significatif. Les prix de gros de l’électricité reculeraient de 14 % en moyenne dans les principaux marchés européens, tandis que la volatilité des prix diminuerait de plus de 40 % grâce au rôle stabilisateur des batteries.

Le rapport insiste toutefois sur la nécessité d’une action politique rapide. SolarPower Europe appelle Bruxelles à adopter une stratégie européenne de flexibilité énergétique ainsi qu’un plan d’action spécifique pour les batteries. L’organisation plaide aussi pour un vaste plan européen d’électrification afin d’accélérer la décarbonation de l’industrie, des transports et du bâtiment.

Au-delà des enjeux climatiques, SolarPower Europe présente désormais le solaire et le stockage comme un impératif économique et géopolitique pour l’Union européenne.

Téléchargez le rapport