L’horizon est dégagé pour la deuxième période de l’appel d’offres « Petit PV » autrement appelé appel d’offres « simplifié » (AOS). 

Les offres seront à déposer entre le 20 et le 31 juillet. Les candidats ont jusqu’au 12 juin pour poser leurs questions sur la plateforme de la CRE. Le volume recherché est de 288 MW. 

Plusieurs nouveautés apparaissent dans le cahier des charges. Parmi elles, l’ouverture aux installations photovoltaïques au sol, l’intégration des critères de résilience des installations intégrant des conditions de provenance pour une partie des composants des panneaux et l’onduleur, ou encore l’introduction d’un exemple de schéma de comptage pour les installations avec stockage. 

En partenariat avec un cabinet d’avocats spécialisé, TECSOL vous propose un webinaire exceptionnel d’une matinée (9h-12h avec pause), axé sur le décryptage du cahier des charges à travers les réponses qui seront publiées par la CRE début juillet. 

Vos questions formulées par écrit pendant la séance seront relayées à nos intervenants par Jean-Louis Busquet, rédacteur en chef de Plein Soleil et animateur de la journée. Les slides présentés au cours du webinaire seront transmis aux participants à l’issue de l’évènement. 

Vous avez été nombreux à plébisciter notre webinaire de format équivalent organisé en avril à propos de l’appel d’offres « PV Bâtiment » PPE 2. C’est donc reparti !

Prix : 150 €HT / participant

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

Pour s’inscrire…

    

Nous avons le plaisir de vous convier à l’événement organisé par le pôle DERBI-CEMATER, qui se tiendra :

Mardi 7 juillet 2026 – De 14h00 à 16h00 – Hôtel de Région 22 Bd du Maréchal Juin– Toulouse

Face à la montée des cyberattaques, la sécurité numérique est devenue un enjeu stratégique majeur pour les acteurs des énergies renouvelables. La gestion des parcs EnR, la transmission des données, le pilotage des installations et les interactions avec les réseaux nécessitent aujourd’hui une vigilance accrue.

Le pôle DERBI-CEMATER vous propose une rencontre avec des experts de la cybersécurité, autour d’une approche spécifiquement dédiée aux énergies renouvelables. L’objectif : mieux comprendre les risques, anticiper les obligations réglementaires et identifier les bonnes pratiques pour protéger vos activités.

Programme

13h45 – 14h00 : Accueil des participants
14h00 – 14h10 : Mot d’ouverture et présentation du pôle DERBI-CEMATER
14h10 – 14h40 : Comprendre la réglementation européenne NIS 2

Intervention de l’ANSSI / Sécurité du Numérique en région Occitanie – Division Coordination Territoriale, Sous-direction Stratégie :

• Rémy Daudigny, délégué à la Sécurité du Numérique en région Occitanie
• Ludovic Henry, délégué adjoint à la Sécurité du Numérique en région Occitanie

Mise en conformité :

• Yoann Moreau, directeur technique Analyse et Conseil en Cybersécurité – Cabinet SCASSI

Questions-réponses

14h40 – 15h40 : Table ronde — “Protéger son activité et sécuriser le réseau : bonnes pratiques et gestion du risque”

Vision terrain :

• Yohan Bousquier, directeur général délégué – DELTANOV
• SIEMENS, intervenant à confirmer
• Julien Chollet, cofondateur – BOHR ÉNERGIE
• Cédric Delpas, responsable technique – SIREA

Gestion du risque :

• France Charruyer, fondatrice, DPO & AI Officer, Innovation, Technologies avancées, IT-DATA & Cybersécurité – Cabinet ALTIJ Avocats
• Céline Edard, conseillère spécialisée Cybersécurité – Cabinet MARSH

15h40 – 15h50 : Questions-réponses

15h50 : Conclusion

Entrée libre et inscription obligatoire

    

Après plus de vingt ans à accompagner développeurs, investisseurs et industriels sur des sujets de M&A, financement et CPPA dans les énergies renouvelables (éolien, solaire, hydro, puis plus récemment stockage), Eric Reisse, ingénieur en génie civil de formation, vient d’ouvrir un nouveau chapitre de son parcours professionnel. Avec Thierry Renard, il vient de cofonder CloudGrid Energy. Ou comment faire concilier la montée en puissance des data centers avec des actifs renouvelable pour une IA plus verte, plus souveraine, plus compétitive et plus résiliente ! Entretien qui n’a rien d’artificiel… 

Plein Soleil : Aujourd’hui, l’Europe disposerait de trop d’électricité. Pourtant, l’arrivé de l’IA devrait bouleverser la donne dans les prochaines années. De votre côté avec CloudGrid Energy, vous anticipez déjà ce mariage entre IA et électricité verte. D’où vient cette idée ?

Eric Reisse : Cette aventure est le prolongement naturel d’une conviction construite au fil des années. Pendant plus d’une décennie, j’ai travaillé au cœur des projets ENR : modèles économiques, financements, PPA et stratégies de valorisation. Une question revenait régulièrement : comment prolonger la création de valeur de ces actifs au-delà de leur usage traditionnel ? Une part importante de la valeur des infrastructures renouvelables reste encore sous-exploitée une fois les contrats arrivés à maturité. Au bout de quinze ou vingt ans, les parcs éoliens ou solaires, par l’électricité verte qu’ils produisent, valent mieux qu’un tarif à 50 euros le MWh sur le marché spot. D’autant que les coûts de maintenance dégradent le bilan. Une question s’est alors posée. Et si cette électricité verte, locale et compétitive devenait le socle d’une nouvelle génération d’infrastructures numériques européennes ?

« Ramener un mini data center GPU au cœur d’un actif renouvelable existant »

PS : D’où la création de CloudGrid Energy ?

ER : C’est cela. Valoriser ces énergies propres est précisément l’ambition de CloudGrid Energy. Nous déployons des unités d’infrastructure numérique haute performance directement sur des sites d’énergies renouvelables et de recharge de véhicule électrique en France, Allemagne, Espagne, Italie et Suède. L’idée est de ramener un outil industriel de consommation, à savoir un mini data center GPU (Graphics Processing Units), au cœur d’un actif renouvelable existant. Ces GPU sont devenus de plus en plus importants pour l’IA. Ils permettent d’entraîner et de déployer des modèles d’IA complexes qui étaient auparavant impossibles à imaginer. La France manque d’ailleurs cruellement de ce type de capacités GPU.

Le besoin est criant ! Il faut bien comprendre où se situe le vrai goulot d’étranglement. Quand on parle d’IA, on pense d’abord aux modèles et aux puces. Or le facteur réellement limitant, c’est l’énergie disponible. Un modèle d’IA est un objet de calcul extrêmement gourmand, et pour répondre en temps réel à des millions d’utilisateurs, il faut une puissance électrique croissante. Beaucoup de data centers construits il y a seulement trois ou quatre ans ne sont déjà plus adaptés aux nouvelles générations de serveurs. Le problème n’est donc plus d’acheter des puces, mais de pouvoir les alimenter. C’est exactement là que notre modèle prend tout son sens.

PS : La vocation de CloudGrid Energy est donc de développer des micro-data centers au sein de parcs d’énergie renouvelable. Qui sont vos partenaires sur cet ambitieux projet ?

ER : Nous nous appuyons sur les infrastructures modulaires développées par Policloud créée par David Gurle, ainsi que sur la technologie distribuée de Hivenet, une entreprise technologique spécialisée dans les services de stockage et de calcul cloud distribués. Nous achetons des containers designés par Policloud, deux solutions clés en main de 100 kW ou 450 kW que nous installons en fonction des capacités renouvelables disponibles. Nous appliquons le principe de développement du néo cloud à savoirun cloud axé sur l’IA, construit autour de GPU plutôt que de processeurs.

Pour un cloud plus souverain ! C’est un nouveau métier pour moi. Je suis passé du monde de l’Infra à celui de l’InfraTech. Je suis un futur IPP de l’InfraTech.  Une précision importante sur ce que nous faisons, et ce que nous ne faisons pas. Un système d’IA a deux temps : l’entraînement, qui consiste à construire le modèle, et l’inférence, qui correspond à son utilisation au quotidien. L’entraînement exige d’immenses fermes de serveurs interconnectées et n’est pas notre cible. Nos unités sont optimisées pour l’inférence, c’est-à-dire l’usage réel et décentralisé de l’IA, au plus près des utilisateurs.

C’est là que se trouve le volume de marché de long terme. Cela va de pair avec la montée des modèles ouverts. On oppose souvent les modèles propriétaires, coûteux et fermés, aux modèles open source. Sous l’effet des restrictions d’accès aux puces, certains acteurs ont appris à faire plus avec moins : leurs modèles ouverts sont devenus frugaux, capables de tourner sur des infrastructures compactes, avec un rapport prix-performance souvent meilleur. Ce sont précisément ces modèles que nos containers savent héberger, et c’est ce qui rend l’équation économique et souveraine possible.

« Les énergies renouvelables demeurent au cœur de tout ce que nous construisons chez CloudGrid Energy »

PS : Quels sont vos objectifs ?

ER : Nous avons signé un premier accord-cadre majeur avec Policloud pour un déploiement de plus de 100 containers soit près de 29 000 GPUs déployés en Europe d’ici fin 2027, avec un premier site déjà opérationnel en France dans l’Aube, près d’un parc éolien et à côté d’un point de livraison électrique. D’ici la fin de 2030, 1 000 Policlouds, représentant plus de 250 000 GPUs devraient être opérationnels (tous ne seront pas de CGE mais nous espérons une part significative de ce volume)

« Ce que l’on confie à un cloud étranger, ce sont ses données, donc sa propriété intellectuelle »

Au-delà du volume, il y a le sens. Aujourd’hui, la plupart des entreprises confient par défaut leurs données aux grands fournisseurs américains, sans toujours mesurer ce qu’elles cèdent. Être souverain, cela signifie que les données au repos, en circulation et en cours de traitement – vous appartiennent exclusivement. Or il faut le rappeler : lors d’une audition au Sénat, un dirigeant de Microsoft a confirmé que les données hébergées chez lui restent soumises au Cloud Act américain, y compris pour une entreprise française. La dépendance numérique n’est pas une fatalité, c’est un choix. Chez CloudGrid Energy, nous voulons offrir l’alternative : une infrastructure implantée localement, sur le sol européen, où la donnée reste maîtrisée.

PS : Toujours en synergie avec les énergies renouvelables ?

ER : Outre mon implication au sein de CloudGrid Energy, je poursuis également une activité plus ciblée chez Envinergy, dont l’expertise et les valeurs restent profondément connectées à cette aventure. Vous savez, les énergies renouvelables demeurent au cœur de tout ce que nous construisons chez CloudGrid Energy. Notre ambition est simple : démontrer qu’une infrastructure numérique européenne peut être à la fois souveraine, décarbonée et compétitive. Cela passe par les renouvelables.

PS : Tel est le sens de votre accord de partenariat signé avec UrbaSolar début 2026 ?

ER : Nous nous déployons là où il y a un réseau électrique existant et des Enr à proximité. UrbaSolar dispose d’un portefeuille énorme d’actifs renouvelables. Nous sommes en train d’analyser avec eux quels sites seraient les plus pertinents pour accueillir un ou plusieurs mini data centers. Nous avons un accord d’exclusivité avec UrbaSolar sur le couplage GPU/solaire pendant une période donnée. Sur ce coup, UrbaSolar a su flairer le bon coup d’avance sur le sujet.   Nous allons par ailleurs signer un accord de ce type avec un développeur italien. Nous regardons aussi du côté de l’éolien et de l’hydroélectricité.

« IA et renouvelables, c’est tout à fait dans l’ADN de CloudGrid Energy»

PS : Les propriétaires d’actifs renouvelables s’y retrouvent-ils sur un plan financier ?

ER : Quand on voit les tarifs qui s’appliquent pour remporter les AO CRE ou encore les prix de marché, notre offre présente une alternative attractive pour les propriétaires d’actifs EnR. Certains viennent frapper à nos portes. Des acteurs qui lancent des projets de repowering et qui sortent du tarif d’achat sont intéressés par notre modèle. J’ai l’exemple d’un site de renouvelables couplé à des bornes IRVE pour poids-lourds qui accuse une sous-consommation importante. Les responsables sont venus frapper à notre porte pour installer un container. Les demandes ne manquent pas. Ce qui rend cette offre possible, c’est notre modèle de consommation : en autoconsommation ou via un PPA sur site, nous évitons tout ou partie du TURPE et, selon le montage, l’accise, soit une économie de l’ordre de 24 à 36 euros par MWh que nous pouvons réinjecter dans le prix d’achat. Le producteur sécurise ainsi un débouché sur 10, 15 voire 20 ans, à un prix supérieur au spot, alors que les périodes de prix négatifs se multiplient au printemps et en été. C’est du gagnant-gagnant : nous allégeons notre facture énergétique, il verrouille un revenu récurrent et prévisible.

PS : En quoi votre modèle se distingue-t-il d’une solution de stockage classique ?

ER : La grande différence tient au modèle économique. Une batterie est le plus souvent portée par la société de projet : c’est un CAPEX supplémentaire qui pèse sur la rentabilité de la centrale. Nous, nous restons propriétaires de nos conteneurs et nous en portons l’investissement. Le producteur n’immobilise aucun capital : nous signons simplement un bail de long terme, de type emphytéotique, et ses coûts se limitent au raccordement et à l’exploitation. C’est une solution beaucoup plus légère, adaptée aux actifs dont la rentabilité ne permet pas d’ajouter un stockage. Et comme nous consommons sur place, sur un point de livraison déjà dimensionné, nous ne perturbons pas le réseau : loin de remettre en cause le travail de RTE et d’Enedis, nous nous appuyons sur l’existant. Au final, c’est un revenu complémentaire qui peut prolonger la vie d’un parc de 5, 10, 15, voire 20 ans.

PS : Dans une tribune publiée le 10 juin 2026 dans Les Echos, André Joffre, président de Tecsol, Daniel Bour, président d’Enerplan, Jules Nyssen, président du Syndicat des énergies renouvelables, et Anne-Catherine de Tourtier, présidente de France Renouvelables, alertent sur un enjeu encore trop peu présent dans le débat public : l’intelligence artificielle aura besoin de quantités considérables d’électricité bas carbone. Vous êtes dans le game avec un temps d’avance ?

ER : IA et renouvelables, c’est tout à fait dans l’ADN de CloudGrid Energy. Nous en avons fait un dogme. Nous nous sommes d’ailleurs fixé un objectif. Les électrons verts locaux doivent dans tous les cas dépasser le seuil de 50% de la consommation, le reste étant assuré par des électrons sous garantie d’origine. C’est notre clé RSE, notre règle incontournable. Nous sommes convaincus des synergies entre développement du néo cloud et EnR. De toutes façons, la souveraineté numérique n’aura de sens que coupler à une souveraineté énergétique à base de renouvelables. Une question de résilience !

PS : Pourquoi 50 % et non 100 % d’électrons verts locaux ?

ER : Parce que nous voulons un engagement solide et tenable dans la durée. Notre force, c’est de consommer l’énergie renouvelable là où elle est produite, au plus près du parc. Mais la production solaire ou éolienne varie naturellement au fil de la journée, et nos machines, elles, tournent en continu. Le seuil de 50 % garantit donc que la moitié au minimum de notre consommation provient d’électrons verts produits sur place – souvent bien davantage lorsque le parc produit à plein. Et surtout, le complément est dans tous les cas couvert par des électrons sous garantie d’origine : l’intégralité de l’énergie que nous consommons est donc renouvelable, du premier au dernier kilowattheure.

    

Michel-Edouard Leclerc a présenté lundi 2,3 milliards d’euros pour les centres E.Leclerc d’ici 2030, jugeant les entreprises responsables de la transition écologique.

4 principaux postes, une stratégie centrée sur l’électrification

Le président du comité stratégique des centres E.Leclerc a détaillé ce programme sur BFMTV/RMC. Les investissements annoncés doivent porter sur les magasins de la coopérative, avec quatre postes explicitement cités : la réduction du gaspillage, le remplacement ou la modernisation des équipements frigorifiques, la géothermie et l’installation de panneaux solaires.

Michel-Edouard Leclerc a présenté cette trajectoire comme une adaptation de l’entreprise et de son offre. Le périmètre annoncé concerne les centres E.Leclerc, exploités dans un modèle coopératif et décentralisé par des adhérents indépendants.

Leclerc a indiqué vouloir rapprocher l’enseigne d’une quasi-autonomie électrique, avec une électricité qualifiée de propre. Les installations photovoltaïques et la géothermie s’inscrivent dans cette logique d’autoproduction partielle et de réduction des besoins énergétiques des bâtiments commerciaux. L’enseigne a déjà recours à des contrats d’approvisionnement de long terme en électricité renouvelable : un accord signé avec EDF Renouvelables en 2023 porte sur trois centrales solaires dans l’Allier, pour une puissance totale d’environ 31 MWc et une production destinée à couvrir 1,5 % de la consommation électrique nationale du mouvement E.Leclerc, selon l’entreprise.

Recharge électrique et affichage carbone

Michel-Edouard Leclerc a aussi annoncé le lancement, à partir de cette semaine, d’une offensive sur le prix de l’électricité destinée aux recharges de véhicules électriques. Il a dit croire à l’électrique, tout en mentionnant également les alternatives.

Le dirigeant a évalué le bilan carbone de l’enseigne à 70 millions de tonnes d’émissions carbone et fixé l’objectif de le diviser par deux d’ici 2035. Selon la stratégie publiée par E.Leclerc en avril 2025, l’empreinte complète avait été évaluée à 73,6 millions de tonnes de CO₂ en 2023, avec une cible de réduction de 50 % entre 2023 et 2035. Le groupe attribuait alors l’essentiel de cette empreinte aux carburants, aux produits alimentaires et aux produits non alimentaires. Les marques nationales représentaient 20 % des émissions de gaz à effet de serre de l’enseigne, et 250 fournisseurs concentraient 73 % de ce poste, selon les données alors communiquées par E.Leclerc.

    

Aux Rencontres économiques d’Aix, la table ronde consacrée au prix des énergies a rapidement débordé la seule question tarifaire pour aborder les grands arbitrages de la transition énergétique. Face aux tensions géopolitiques, aux épisodes climatiques extrêmes et à la dépendance persistante aux énergies fossiles, les intervenants ont tous reconnu la nécessité d’accélérer la décarbonation. Mais les positions divergent sur le rythme, le rôle des renouvelables et leur articulation avec les autres piliers du système énergétique.

Des renouvelables moins chères, mais un système plus complexe 

En introduction, Claire Waysand a rappelé une distinction souvent négligée : si le mix électrique français est déjà très décarboné grâce au nucléaire et aux renouvelables, le mix énergétique reste, lui, encore très dépendant des fossiles. La transition doit donc conjuguer sobriété, efficacité énergétique et verdissement des énergies utilisées. Elle a également souligné que les coûts du solaire, de l’éolien et du stockage ont fortement baissé. Mais cette baisse ne suffit pas à elle seule à régler l’équation économique : les énergies renouvelables, parce qu’elles sont variables, nécessitent flexibilité, stockage et adaptation du fonctionnement global du système électrique.

EDF : continuer les renouvelables, mais « en dosant » les investissements

Bernard Fontana, président d’EDF, a défendu une approche d’équilibre. Pour lui, le prix de l’électron ne peut être regardé isolément. Dans un système électrique, il faut assurer à chaque instant l’équilibre entre l’offre et la demande, la fréquence et la puissance. Toutes les technologies ne fournissent pas les mêmes services au réseau. À ses yeux, le nucléaire et l’hydroélectricité apportent des qualités de stabilité indispensables. Claire Waysand (économiste), Bernard Fontana (EDF) et Patrick Pouyanné (TotalEnergies)

EDF continuera néanmoins à investir dans les renouvelables, mais « en dosant » ces investissements. Le patron d’EDF a également insisté sur l’hydroélectricité, considérée comme un atout historique de la France et un élément majeur de stabilité du système. Cette position traduit une vision où les renouvelables progressent, mais dans un mix piloté par des actifs capables de garantir l’équilibre du réseau.

TotalEnergies : investir dans les ENR sans opposer les énergies

Patrick Pouyanné a, lui aussi, refusé d’opposer les sources d’énergie. Selon le PDG de TotalEnergies, « il faut toutes les énergies ». Il reconnaît le caractère indispensable des investissements dans les renouvelables, mais insiste sur le coût d’intégration de ces moyens variables dans un système plus complexe. Pour lui, la hausse du coût de l’énergie provient aussi de l’internalisation progressive du prix du CO₂, notamment en Europe, où la tonne de carbone est bien plus valorisée que dans d’autres régions du monde.

Cette analyse conduit TotalEnergies à défendre une stratégie de transition graduelle : continuer à assurer l’approvisionnement en hydrocarbures, tout en investissant dans les énergies renouvelables. Le groupe revendique ainsi une double fonction : sécurité énergétique à court terme et montée en puissance des solutions bas carbone.

Le CEA mise sur l’innovation solaire et les batteries

Anne-Isabelle Étienvre, administratrice générale du CEA, a replacé les renouvelables dans le champ de la recherche et de l’innovation. Le CEA travaille notamment sur des cellules photovoltaïques à meilleur rendement, plus robustes et plus recyclables. L’objectif est double : améliorer la compétitivité de l’énergie solaire et renforcer la souveraineté de la production énergétique.

Elle a toutefois rappelé que, dans le photovoltaïque, la souveraineté ne peut pas être pensée comme dans le nucléaire. Face à la puissance industrielle chinoise, l’enjeu n’est pas de prétendre rivaliser seuls, mais de construire une stratégie européenne, appuyée sur une recherche ciblée, des niches technologiques et les prochaines générations de cellules solaires.

Schneider Electric : le pilotage comme gisement d’économies

Pour Emeric Chêneau, dirigeant de Schneider Electric France, la question centrale n’est pas seulement celle de la production, mais celle du pilotage de l’énergie. Dans les bâtiments et l’industrie, des technologies matures permettent déjà d’importantes économies, mais restent insuffisamment déployées. Il cite notamment la variation de vitesse des moteurs, capable de générer 20 à 30 % d’économies.

Avec l’autoconsommation solaire, les batteries, la recharge des véhicules électriques et l’intelligence artificielle, les bâtiments deviennent des systèmes énergétiques pilotables. Le numérique peut décider, toutes les quinze minutes, s’il faut consommer, stocker, décaler les usages ou optimiser la recharge. Les renouvelables ne sont donc pas seulement une question de capacité installée : elles imposent aussi une nouvelle intelligence de gestion.

Souveraineté : éviter les dépendances critiques

Le débat a enfin porté sur la dépendance aux panneaux solaires chinois. Patrick Pouyanné a mis en garde contre les « hyperdépendances », qu’il s’agisse du gaz russe ou du photovoltaïque chinois. TotalEnergies dit avoir diversifié ses approvisionnements, notamment avec une filière indienne représentant une part de ses panneaux solaires. Le dirigeant plaide pour une approche pragmatique : ne pas tout relocaliser, mais diversifier les sources et imposer des conditions aux partenaires industriels étrangers.

Au final, cette table ronde a confirmé que les renouvelables sont devenues incontournables dans toutes les stratégies industrielles et énergétiques. Mais elles ne sont plus seulement discutées sous l’angle de leur coût de production. Leur avenir dépendra de leur intégration au système électrique, du stockage, du pilotage numérique, de la politique industrielle européenne et de la capacité à éviter de nouvelles dépendances stratégiques.

    

En pleine crise énergétique, l’abonnement SunLib aide les Français à accéder plus vite au solaire pour reprendre le contrôle et gagner en autonomie. Pris en tenaille entre l’impact de la crise sur leurs budgets et le coût d’accès à l’autonomie énergétique, les foyers, les entreprises et les collectivités se tournent vers une solution nouvelle : l’abonnement d’autoconsommation solaire.

L’impact de la crise énergétique est fortement ressenti par les Français qui voient leur pouvoir d’achat leur échapper. 9 sur 10 font part de leur inquiétude sur ce sujet, 7 sur 10 déclarent avoir modifié leurs comportements pour y faire face, 60 % expriment des difficultés financières au quotidien et 42 % ont même réduit des dépenses vitales comme l’alimentation ou la santé.

« Chez SunLib, nous pensons que l’impuissance énergétique n’est pas une fatalité »

Dans ce contexte, la lutte contre la hausse des factures d’énergie est désormais la priorité pour 8 français sur 10. Dans le même temps, ils restent majoritairement favorables à l’expansion des énergies renouvelables. D’ailleurs, 53 % déclarent que la réduction de leur facture d’électricité est la principale raison qui les inciterait à installer des panneaux solaires (loin devant la diminution de l’empreinte carbone). Mais si la baisse ou la complexité des aides publiques ne semblent plus perçues comme des freins à la décision de s’équiper (seulement 14 % y font référence désormais), le coût initial de l’installation solaire reste le blocage majeur pour plus de 4 français sur 10.

« Ce qui est frappant dans la situation actuelle, c’est ce sentiment d’impuissance face à la crise énergétique. Les foyers (mais aussi les entreprises et les collectivités territoriales) subissent les conséquences du contexte international », analyse Karine Lienhard, directrice générale de SunLib. « Mais alors qu’ils sont nombreux à considérer que les énergies renouvelables et notamment le solaire en autoconsommation peuvent les aider, les règles changent et les aides baissent, ce qui fait que le coût des installations est plus que jamais un frein. Comment faire ? Chez SunLib, nous pensons que l’impuissance énergétique n’est pas une fatalité »

L’abonnement d’autoconsommation solaire pour reprendre la main sur l’énergie

Depuis juin 2024, SunLib développe et commercialise une nouvelle approche du solaire. Plutôt qu’acheter leur installation, les clients SunLib règlent une mensualité d’abonnement pour son utilisation. Pas besoin d’apport ou de crédit pour les particuliers, aucun investissement ou endettement lourd pour les entreprises et collectivités. Tout est compris dans le forfait d’abonnement, de l’étude de faisabilité aux garanties de bon fonctionnement de l’installation pendant toute la durée du contrat.

« Avec des mensualités abordables, et des démarches simples et sans surprise, notre solution a déjà séduit des centaines de clients particuliers et professionnels », précise Karine Lienhard. « Côté entreprises, nos premiers abonnés viennent de secteurs très divers tels que la distribution alimentaire, l’automobile, l’hôtellerie-restauration, la santé… Nous sommes aussi en discussion avec plusieurs collectivités territoriales intéressées. »

Parmi les motivations de ces pionniers de l’abonnement, il y a justement l’idée de reprendre la main : ne plus dépendre d’un crédit, des prix du marché de l’installation solaire ou des aides de l’État pour s’équiper tout en gagnant en autonomie en produisant son électricité pour l’autoconsommer, avec également la possibilité de la stocker. De quoi sécuriser ainsi à long terme le prix de son électricité, et récupérer des marges de manœuvre financières en faisant baisser la facture énergétique.

Une solution clé en main et des impacts concrets

À partir de 49 € TTC/mois, l’abonnement SunLib couvre en effet l’étude technique et faisabilité personnalisée, l’installation par un professionnel certifié RGE (Reconnu Garant de l’Environnement/QualiPV) sélectionné par SunLib (près de 400 partenaires agréés à ce jour partout en France), les démarches administratives (le partenaire installateur SunLib prend en charge l’intégralité des formalités), la garantie de bon fonctionnement et garanties matériel incluses pendant toute la durée du contrat ou encore la possibilité d’ajout de panneaux supplémentaires, d’intégration d’une batterie de stockage et d‘installation d’une borne de recharge de véhicule électrique. Pour les abonnés, les impacts se font ressentir dès la mise en service et confirment les attentes d’autonomie énergétique, de sécurisation du prix de l’électricité, de maîtrise de la facture, de rentabilité immédiate pour les entreprises… 

« Par la modularité des installations et les délais de pose, le solaire est aujourd’hui la seule énergie renouvelable qui permet à chacun de reprendre le pouvoir sur l’énergie en quelques mois. Encore faut-il lever le frein du coût, c’est ce que nous faisons avec l’abonnement qui permet de s’équiper sans investir ni s’endetter. Autre atout de notre offre : chaque installation est étudiée pour être au plus près des besoins de l’abonné, en privilégiant un dimensionnement adapté qui maximise l’autoconsommation », conclut Karine Lienhard.

    

La plateforme Solmeria Marketplace permet de céder et d’acquérir des projets à l’unité plutôt qu’en portefeuille, à tous les stades de développement, du sécurisé au RTB, partout en Europe, avec une commission au succès uniquement. L’objectif : apporter de la liquidité à tous les projets, y compris ceux qui en semblent dépourvus, accélérer les transactions et réduire les frais d’intermédiation.

Le marché français du photovoltaïque se rationalise et se consolide, libérant un flux considérable de projets à céder. Mais le marché de la cession fonctionne mal : on vend encore en portefeuille, on paie des commissions élevées, et les transactions s’éternisent. Ferme Solaire, apporteur d’affaires n°1 des développeurs PV en France, lance Solmeria Marketplace, la plateforme européenne où chaque projet solaire ou BESS se cède à l’unité, en gré à gré, exposé à l’acheteur qui lui donnera sa vraie valeur. La plateforme est déjà active. Une centaine de MWc de projets disponibles à la vente en France, et plusieurs centaines attendus d’ici fin 2026, avec une part significative à l’international.

Un marché qui se rationalise, un besoin de liquidité qui explose

Le marché français du PV entre dans une phase de maturité. Après des années de croissance portée par les appels d’offres, il se rationalise et se réinvente. Trois dynamiques se conjuguent, et créent un besoin de liquidité inédit.

• Un cadre réglementaire qui invite à se réinventer. La PPE3, publiée en février 2026, a donné un cap attendu. Elle acte aussi un soutien public en recul, volumes d’appels d’offres en baisse et clause de revoyure dès 2027 qui complique toute stratégie à cinq ans, et invite la filière à dépasser le seul modèle sous perfusion d’appels d’offres CRE.
• Des marges plus serrées, qui appellent une meilleure allocation. Prix attendus aux appels d’offres en baisse, devex et capex en hausse, banques plus exigeantes. Les projets les plus fragiles, petits, dégradés, mal raccordés ou de foncier secondaire, sont plus difficiles à valoriser dans un cadre standard, alors qu’ils gardent une vraie valeur pour le bon acheteur.
• Une consolidation saine des développeurs. Le marché français devrait passer de plus de 100 développeurs à une cinquantaine d’ici 2030. Cette consolidation redistribue les cartes : les rachats de portefeuilles et d’acteurs se négocient déjà.

Résultat : un flux considérable de projets change de mains, au moment où développeurs et investisseurs ont des objectifs annuels de RTB à tenir. L’offre comme la demande n’ont jamais été aussi fortes. C’est précisément ce marché que Solmeria vient fluidifier.

Le vrai problème n’est pas la vente, c’est le portefeuille

Aujourd’hui, céder un projet passe par une boutique M&A (fusion acquisition) et une vente en portefeuille. Or un portefeuille, c’est souvent deux beaux projets, trois moyens et cinq peu attractifs. Les cinq tirent la valorisation des deux pépites vers le bas, alourdissent la due diligence et rendent l’ensemble peu liquide, avec des transactions très longues quand elles aboutissent. 

« Notre conviction : la valeur n’est pas dans le portefeuille, elle est dans la mise en relation pertinente, projet par projet.Un projet early peut valoir zéro pour un développeur et énormément pour un autre, parce qu’il jouxte l’un de ses projets, complète son maillage local, ou dispose d’un raccordement sur un poste source privé disponible. Un projet RTB a toujours de la valeur, mais on en extrait bien plus en le poussant à la personne qui cherche exactement cette pépite. Démembrés et poussés au bon acheteur, les cinq projets « peu attractifs » deviennent cinq projets bien valorisés » analyse Maxime Courtaigne, CEO de Solmeria.

Pourquoi une marketplace, et pas une boutique M&A

Les développeurs savent vendre un projet : ce n’est pas compliqué au regard de leur métier, et ils ont des équipes M&A de plus en plus structurées. La vraie difficulté, la seule qui bloquait, c’est de trouver le bon acheteur et de fluidifier les échanges sur la valorisation. C’est précisément le rationnel historique de la boutique M&A, qui ne peut fonctionner qu’en portefeuille : c’est le seul format qui lui permet de rentrer dans ses coûts, entre retainer et commission sur une opération de taille. Solmeria renverse cette logique. 

« Les développeurs savent vendre un projet, mais ils perdent un temps considérable à trouver le bon acheteur, et finissent par tout regrouper en portefeuille au détriment de leurs meilleurs actifs. Nous voulons inverser cette logique : rendre chaque projet cessible à l’unité et le mettre face à la personne qui lui donnera sa vraie valeur. La valeur n’est pas dans le portefeuille, elle est dans la mise en relation pertinente. Solmeria veut devenir l’infrastructure de cette nouvelle liquidité du marché solaire européen » poursuit Maxime Courtaigne, CEO de Solmeria.

À qui s’adresse la marketplace Solmeria

Côté vente. Les développeurs qui veulent générer du cash rapidement, assainir leur portefeuille en cédant les projets qu’ils ne développeront pas, ou maximiser la valorisation de leurs projets RTB en les poussant au bon acheteur plutôt qu’en les diluant dans un lot.

Côté achat. Les IPP qui veulent accroître rapidement leur base installée, les EPC qui cherchent des projets à construire, et les développeurs qui veulent sécuriser du foncier déjà avancé pour gagner du temps, ou entrer sur un nouveau marché et y atteindre une taille critique sans monter d’équipe de prospection locale.

À propos de Solmeria
Solmeria est la plateforme d’origination des développeurs solaires en Europe. Elle propose plusieurs centaines d’opportunités de développement par mois, en PV au sol, agriPV, C&I et BESS, à tous les stades de développement, du projet greenfield au projet RTB, en France comme à l’international. Solmeria est la nouvelle marque et plateforme technologique de Ferme Solaire, entreprise française qui accompagne déjà 80+ développeurs, avec 4 GWc en instruction, plus d’un million d’hectares analysés et 27 000 propriétaires.

    

La Société d’Économie Mixte Locale (SEML) Côte-d’Or Énergies, le SIED 70, SICAE EST, Énergie Partagée et la commune de Belles-Fontaines ont convié élus et partenaires à l’inauguration du parc photovoltaïque des Roches Bleues situé à Belles-Fontaines (70). Un projet qui permet de dynamiser une carrière en faveur de la transition énergétique !

Exploitée de janvier 1988 à juin 2021, la carrière de Courchaton était considérée comme un terrain « dégradé » sur lequel l’implantation d’un projet photovoltaïque au sol était envisageable.

Les citoyens peuvent aussi investir dans le projet

La SEML Côte d’Or Énergies, en association avec la commune de Belles-Fontaines, le SIED 70 (Territoire d’énergie Haute-Saône), SICAE EST et Énergie Partagée, a développé ce projet qui permet de valoriser ce terrain communal. Il génèrera des recettes pour les collectivités (commune, communauté de communes, Conseil départemental) grâce au loyer, à la fiscalité et aux retombées de l’investissement, la commune de Belles-Fontaines détenant 13,5 % de parts dans la société dédiée au projet, 31,5 % pour la SEML Côte-d’Or Énergies, 27 % pour le SIED 70, 18 % pour SICAE EST et 10 % pour Énergie Partagée. Plus globalement, ce projet s’inscrit pleinement dans la continuité de la politique de la commune sur la transition énergétique et fait suite à la création de deux chaufferies biomasse. Les citoyens peuvent aussi investir dans le projet grâce à Énergie Partagée à hauteur de 10 %.

Une énergie renouvelable locale intégrée sur le territoire

La centrale photovoltaïque, d’une capacité de 4 MWc, est installée sur un terrain de 7 hectares. 6 786 panneaux produisent annuellement environ 4,7 GWh d’électricité soit l’équivalent de la consommation de 2 140 habitants (hors chauffage), soit 27 % des habitants de la communauté de communes de Villersexel. Ce projet permet non seulement de produire de l’électricité « verte » locale mais aussi de contribuer à l’économie locale et de donner une nouvelle vie au terrain communal.

Un peu plus de 8 mois de travaux

Les travaux, débutés fin mars 2025, se sont achevés fin novembre 2025. Ils ont consisté principalement à la préparation du terrain, à l’installation des structures et des modules photovoltaïques, au raccordement et à la sécurisation du site. Durant les travaux et la durée de vie du parc, diverses mesures en faveur de la biodiversité et de l’environnement sont mises en place : suivis écologiques en phase chantier et en phase d’exploitation assurés par Envol Environnement, mise en place d’un système d’enregistrement en continu de la turbidité des eaux de la source du Crible, nettoyage des panneaux effectué exclusivement à l’eau de récupération.

    

GreenYellow accompagne la décarbonation de l’industrie de la brique avec la mise en service d’un parc solaire en autoconsommation de 1,45 MWc pour Cerámica Industrial del Meta – Colombie.

GreenYellow annonce la mise en service en Colombie d’une centrale solaire en autoconsommation pour Cerámica Industrial del Meta (CIMET), acteur majeur de l’industrie de la brique dans la région des Llanos Orientales.

Un modèle « Energy as a Service »

Ce projet illustre l’engagement de GreenYellow en faveur de la décarbonation des sites industriels via un modèle « Energy as a Service », en proposant des solutions énergétiques performantes, 100 % financées et sans risque pour le client, au service de la compétitivité industrielle. Implantée à Acacías, la centrale affiche une puissance installée de 1,45 MWc et produira près de 2,2 GWh d’électricité renouvelable par an. Cette production permettra à CIMET de couvrir près de 30 % de la consommation électrique de son usine, tout en réduisant ses coûts énergétiques d’environ 18 %.

Construite sur un terrain de 1,2 hectares, l’installation comprend plus de 2 200 panneaux photovoltaïques de 650 W, quatre onduleurs et un système de suivi solaire (tracker) qui ajuste automatiquement l’orientation des panneaux afin de maximiser la production d’énergie tout au long de la journée. Au-delà des bénéfices économiques, le projet permettra d’éviter chaque année l’émission d’environ 750 tonnes de CO₂, contribuant ainsi aux objectifs de décarbonation de l’industriel.

Un partenariat au service de la compétitivité industrielle

Entreprise historique de la région du Meta, CIMET accompagne depuis plusieurs décennies le développement des secteurs du bâtiment et des infrastructures en Colombie. Avec cette centrale solaire, l’entreprise renforce sa stratégie de croissance durable en sécurisant une partie de son approvisionnement énergétique grâce à une production renouvelable locale. 

« L’industrie colombienne, et plus particulièrement le secteur de la brique, est appelée à évoluer vers des modèles plus résilients, plus efficaces et plus durables. Ce parc solaire constitue un investissement dans le présent et l’avenir de notre entreprise, dans la compétitivité de nos activités et dans la capacité de la région à poursuivre sa croissance. Il représente également une avancée concrète vers notre objectif de neutralité carbone, en contribuant à la réduction progressive de notre empreinte environnementale. Nous avons trouvé en GreenYellow un partenaire stratégique doté de l’expérience, de l’expertise et de la vision nécessaires pour concrétiser ce projet. Celui-ci renforce aujourd’hui nos activités et nous permet d’aborder avec davantage de confiance les défis et les opportunités des années à venir » détaille Lucas Abad, Directeur de CIMET.

GreenYellow confirme son développement en Colombie

Présent en Colombie depuis sept ans, GreenYellow poursuit le développement de solutions de décarbonation et d’électrification en modèle Energy as a Service, ainsi que de solutions d’autoproduction solaire, de stockage d’énergie et de production décentralisée afin d’accompagner la transition énergétique des entreprises. Le groupe totalise aujourd’hui 71 projets solaires réalisés ou en cours de construction dans le pays, représentant 57 MWc de capacité installée en autoproduction et près de 200 MW de capacité photovoltaïque cumulée. La business unit gère également plus de 570 contrats d’efficacité énergétique en modèles EaaS ou UaaS.

    

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.