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.

    

L’exécutif valide une hausse moyenne de 2,5 % des tarifs réglementés d’électricité pour près de 20 millions de foyers au 1er août 2026, malgré ses prévisions de stabilité.

Une révision tarifaire applicable au 1er août

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a proposé le 16 juillet une augmentation moyenne de 2,5 % TTC des tarifs réglementés de vente de l’électricité, avec une application prévue au 1er août 2026. Dans la soirée, le ministère de l’Énergie de Maud Bregeon, également porte-parole du gouvernement, a indiqué que « le gouvernement donnera(it) suite » à cette proposition.

La mesure concerne 19,37 millions de clients résidentiels ayant souscrit un contrat aux TRVE en France métropolitaine continentale, selon les données de la CRE arrêtées à fin mars 2026. Ces tarifs réglementés se distinguent des offres de marché commercialisées par les fournisseurs depuis l’ouverture du secteur à la concurrence.

Pour un foyer consommant 4,5 MWh par an, niveau retenu par la CRE comme consommation moyenne en France, la facture annuelle passerait de 1 046 à 1 072 euros TTC. L’augmentation nette représenterait environ 26 euros TTC par an, soit une hausse moyenne de 5,98 euros TTC par MWh par rapport aux tarifs actuellement en vigueur.

Le TURPE et la capacité tirent le mouvement

La CRE attribue notamment cette évolution au tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), l’une des trois composantes des TRVE avec l’approvisionnement en électricité et les taxes. Le ministère de l’Énergie indique que la hausse doit contribuer à financer le maintien de capacités de production disponibles pour l’hiver et « l’entretien de nos réseaux publics d’électricité ».

Selon la CRE, les grilles TURPE 7 progresseront au 1er août 2026 de 3,04 % en moyenne pour les réseaux HTA-BT et de 3,34 % pour le réseau HTB. Toutes choses égales par ailleurs, cette évolution des tarifs d’acheminement induit environ 1 % TTC de hausse des TRVE.

Le ministère a aussi relié la décision aux épisodes de chaleur extrême observés ces dernières semaines, en soulignant l’importance des réseaux publics d’électricité dans ce contexte. La référence au maintien de capacités hivernales renvoie au besoin de disposer de moyens de production, de stockage ou d’effacement mobilisables lors des pointes de consommation.

Une hausse qui rompt avec les messages de stabilité

Fin 2025, le gouvernement présentait la nouvelle organisation du marché français de l’électricité, marquée par la fin de l’ARENH, comme neutre pour les ménages. Bercy affirmait alors que « les prix des factures devraient être stables au moins en 2026 et en 2027 » pour les trois quarts des Français, correspondant aux consommateurs restés au tarif réglementé.

En janvier 2026, la CRE avait proposé une baisse de 0,8 % des TRVE à partir de début février. Le ministre de l’Économie Roland Lescure avait alors défendu la volonté « d’amorcer une trajectoire de baisse durable pour accélérer encore davantage l’électrification des usages ».

Le ministère de l’Énergie met désormais en avant une comparaison avec l’inflation, mesurée à 2,4 % sur un an en mai 2026 par l’Insee. Il souligne également que le prix moyen repère de vente du gaz TTC a augmenté de 21 % depuis février, en raison de la guerre au Moyen-Orient.

Un signal contrasté pour l’électrification

Le gouvernement a lancé en avril un plan d’électrification des usages destiné à accroître la consommation d’électricité dans les transports, le bâtiment, l’industrie et l’artisanat. Malgré la hausse des TRVE, le ministère affirme qu’il « n’a jamais été aussi avantageux de passer à l’électrique en France » et que les tarifs français demeurent très inférieurs à la moyenne de l’Union européenne.

Ce plan comprend 22 mesures, dont une nouvelle vague de location sociale de véhicules électriques et une offre clé en main pour l’installation de pompes à chaleur réversibles, capables de produire de la chaleur en hiver et du froid en été. Selon le ministère de l’Économie, la troisième édition du leasing social vise 50 000 nouveaux ménages modestes à partir de mi-juillet 2026.

AFP.com

    

Le photovoltaïque a franchi un nouveau seuil historique dans l’Union européenne. En juin 2026, il a produit 52 TWh, soit 25 % de l’électricité du continent. Le solaire s’est ainsi imposé comme la première source de production électrique du mois, devant le nucléaire, le gaz et l’éolien.

La progression du photovoltaïque européen continue de battre des records. Selon les données publiées par le centre de réflexion Ember, le solaire a assuré, en juin 2026, un quart de la production d’électricité de l’Union européenne. Une proportion encore jamais atteinte à l’échelle d’un mois.

Avec 52 TWh produits, le photovoltaïque dépasse nettement son précédent record, établi en mai 2026 avec 47 TWh et une part de 23 %. À titre de comparaison, la production solaire européenne ne représentait encore que 21 TWh, soit environ 10 % du mix électrique, en juin 2021.

Première source d’électricité en juin

Le solaire a également été la principale source d’électricité de l’Union européenne au cours du mois. Avec 25 % de la production, il devance le nucléaire, qui représente 21 %, puis le gaz avec 15 %, l’éolien avec 14 %, l’hydroélectricité avec 12 % et le charbon avec 8 %.

Cette première place mensuelle confirme une évolution déjà observée en juin 2025, lorsque le solaire avait momentanément dépassé le nucléaire avec une part de 22,1 %. Un an plus tard, sa contribution augmente encore de près de trois points et sa production progresse d’environ 6,6 TWh.

Cette production record est intervenue dans un contexte de fortes chaleurs et de hausse de la consommation électrique, notamment sous l’effet du recours à la climatisation. Le photovoltaïque présente précisément l’avantage de produire abondamment pendant les heures estivales où la demande est élevée.

Des records en Allemagne, en Espagne et en Pologne

La poussée solaire se retrouve dans plusieurs grands marchés européens. En Allemagne, le photovoltaïque a représenté 36 % de la production électrique de juin. En Espagne, sa part a atteint 34 %, dépassant pour la première fois le tiers du mix mensuel.

La progression est également spectaculaire en Pologne, pays dont le système électrique reste très dépendant du charbon : le solaire y a fourni 24 % de l’électricité en juin, soit près d’un kilowattheure sur quatre.

Cette montée en puissance résulte de plusieurs années d’investissements soutenus. L’Union européenne aurait installé 65,1 GW de nouvelles capacités photovoltaïques en 2025, faisant du solaire la source d’électricité ayant connu la croissance la plus rapide entre 2021 et 2025.

Le stockage et les réseaux deviennent prioritaires

Pour Chris Rosslowe, analyste principal chez Ember, le solaire est passé en quelques années du statut de source marginale à celui de composante essentielle du système électrique européen. Son développement répond à la recherche d’une énergie domestique, compétitive et relativement rapide à déployer.

Ce nouveau record souligne toutefois la nécessité d’accélérer les investissements dans les batteries, la flexibilité de la demande, les interconnexions et les réseaux électriques. Le prochain enjeu ne consiste plus seulement à produire davantage d’électricité solaire, mais à la valoriser pendant les heures de forte production et à réduire le recours aux centrales fossiles lorsque le soleil décline.

    

L’intelligence artificielle est souvent présentée comme une révolution immatérielle. Elle repose pourtant sur une infrastructure bien réelle, consommatrice d’énergie, d’eau, de métaux et de foncier. Tecsol-Quotidien vous propose, dans les prochains jours, une série de quatre articles pour décrypter cette « méga machine » et ses enjeux énergétiques.

La troisième partie du podcast déplace encore le regard : avant même de brancher les serveurs, il faut fabriquer les puces. Et la puce d’IA est elle-même un concentré de matières premières, de chimie, d’eau ultra pure et de chaînes industrielles globalisées.

Le podcast rappelle que ces composants mobilisent du silicium extrêmement pur, des gaz rares, des photorésines, de l’eau, du cuivre, de l’aluminium, du gallium, du germanium ou encore certaines terres rares. L’extraction et le raffinage de ces matières sont concentrés dans un petit nombre de pays, avec des impacts environnementaux parfois considérables.

Le cuivre, par exemple, est indispensable aux câblages et aux infrastructures électriques. Une « AI factory » peut en consommer des quantités importantes. L’auteur résume ainsi la chaîne matérielle de l’IA : derrière une requête adressée à un chatbot, il y a des mines, des raffineries, des cargos, des usines, de l’électricité et des déchets.

Vient ensuite la question climatique. Les grands groupes technologiques avaient pris des engagements de neutralité carbone, mais l’explosion de l’IA a déjà contribué à faire repartir certaines émissions à la hausse. Microsoft et Google ont reconnu une augmentation de leurs émissions depuis le début de la décennie. Le podcast insiste alors sur une notion essentielle : l’additionnalité. Le problème n’est pas seulement de savoir si l’IA est alimentée par de l’électricité bas carbone, mais si cette nouvelle demande se substitue à des usages fossiles ou s’ajoute à eux.

L’auteur examine enfin les promesses avancées pour dépasser ces limites : l’efficacité énergétique des puces, les data centers en orbite imaginés par SpaceX, ou encore l’idée que l’IA résoudra elle-même les problèmes qu’elle crée. Mais il rappelle le risque de l’effet rebond : lorsqu’une technologie devient plus efficace et moins chère, on l’utilise davantage, au point d’augmenter parfois la consommation totale.

Le podcast se conclut sur une idée forte, empruntée à l’historien des techniques Lewis Mumford : l’IA serait en train de devenir une nouvelle méga machine, c’est-à-dire un système technique qui mobilise des sociétés entières, s’autojustifie par sa croissance et rend de plus en plus difficile la possibilité de dire non.

La question n’est donc pas seulement de savoir si l’IA est utile ou non. Elle est de savoir à quel rythme, pour quels usages, avec quelles ressources et sous quel contrôle démocratique nous acceptons de construire cette nouvelle infrastructure.

Ecouter le podcast…

    

Le Groupe WATT&Co, développeur et producteur indépendant d’énergies renouvelables, poursuit sa structuration pour accompagner sa croissance et annonce la nomination de Julien Dugenétay au poste de Directeur Administratif et Financier (Chief Financial Officer – CFO). Cette arrivée stratégique s’inscrit dans la volonté du Groupe d’accompagner l’expansion de ses activités et de soutenir durablement sa dynamique de forte croissance sur un marché en pleine mutation.

Fort de plus de vingt ans d’expérience en finance, stratégie et transformation d’entreprise, Julien Dugenétay s’est forgé une solide expertise au sein d’acteurs majeurs du secteur des énergies renouvelables. Il a notamment évolué chez Boralex ainsi qu’au sein du Groupe ENGIE, où il a occupé des postes de direction financière. Au cours de sa carrière, il a dirigé des opérations de financement d’envergure, piloté des équipes pluridisciplinaires et mené des fusions-acquisitions complexes pour accompagner le développement d’entreprises en France et à l’international.

« Je suis très heureux de rejoindre le Groupe WATT&Co. L’entreprise affiche une croissance rapide, déjà démontrée et appelée à se poursuivre. Cette trajectoire repose sur de solides projets en agrivoltaïsme, ainsi que sur le développement de nouveaux modèles de valorisation de l’énergie grâce aux solutions d’autoconsommation et de stockage. Les équipes pourront pleinement compter sur mon expérience et mon engagement dans les énergies renouvelables pour piloter les ambitions stratégiques du Groupe. » assure Julien Dugenétay, nouveau Directeur Administratif et Financier du Groupe WATT&Co.

    

Storio Energy, pionnier du stockage d’énergie en BtoB, annonce la mise en service d’une batterie sur le site d’AGC Glass Europe à Seingbouse, en Moselle, en collaboration avec E.ON, groupe énergétique spécialisé dans les solutions sur mesure d’efficacité énergétique.

Ce site, véritable fleuron de l’industrie verrière bas-carbone, s’était déjà doté d’infrastructures énergétiques de pointe (centrales photovoltaïques, systèmes de récupération et conversion de chaleur fatale en électricité – ORC) en partenariat avec l’énergéticien E.ON. Un nouveau cap est franchi en intégrant une batterie LFP (Lithium Fer Phosphate) d’une puissance de 2,4 MW et d’une capacité de 4,8 MWh, soit la consommation instantanée de 500 foyers français. Financée et installée par E.ON, Storio Energy pilote l’optimisation économique de cette batterie.

Une flexibilité stratégique pour une performance optimisée

Le système électrique européen fait face à un nouveau paradigme : pendant la nuit et l’après-midi, l’électricité est abondante, décarbonée et à des prix dérisoires voire négatifs, tandis que le matin et le soir, lors des pics de consommation, elle devient rare, plus chère et est produite par des énergies fossiles. L’écart de prix sur le marché de gros de l’électricité en France entre l’heure la moins chère et l’heure la plus chère de chaque journée ne cesse d’augmenter, passant de 25€/MWh en 2019, à 90€/MWh en 2025, et 115€/MWh depuis début 2026.

Le stockage par batterie permet aux industriels électro-intensifs de transformer cette volatilité structurelle des prix de l’électricité en un avantage compétitif : la batterie se charge depuis le réseau électrique lorsque les prix sont proches de 0€/MWh, et le site industriel auto-consomme cette énergie en soirée, lorsque les prix sont élevés. Cette activité d’arbitrage permet à l’industriel de réaliser des économies sur sa facture d’électricité.

Par ailleurs, le système de gestion de l’énergie développé par Storio Energy génère des revenus additionnels, reversés à AGC Glass Europe, en contribuant à plusieurs mécanismes d’équilibrage du réseau électrique tels que la réserve secondaire, le mécanisme de capacité, le marché Intraday via le NEBCO (Notification d’échange de Blocs de Consommation). Le stockage par batterie est dorénavant un actif stratégique au service de la performance industrielle, en particulier pour les secteurs électro-intensifs comme l’industrie du verre.

Un bouclier économique pour une énergie décarbonée

Le stockage permet d’effacer la consommation électrique d’un site pendant les heures les plus chères de chaque journée, lorsque le prix de l’électricité est corrélé au prix du gaz. Les chocs géopolitiques des dernières années, notamment l’invasion de l’Ukraine, et le conflit en Iran, ont montré la dépendance du système électrique européen aux variations du prix du gaz, avec des pics de prix de l’électricité qui ont doublé ou triplé lors des heures de pointe. Le stockage par batterie agit comme un bouclier de long terme face à ces crises, en doublant ou en triplant les revenus générés, ce qui permet d’amortir une partie de l’impact de la crise.

En déplaçant la consommation d’électricité depuis les heures “fossiles” (où l’électricité est produite marginalement par des centrales à gaz) vers les heures décarbonées, ce projet permet d’éviter l’émission de 517 tonnes de CO₂ par an. Les émissions de gaz à effet de serre causées par la fabrication de la batterie sont ainsi compensées dès la première année d’activité. La batterie, garantie par E.On pour au moins 15 ans d’activité, permet ainsi à AGC Glass de poursuivre son engagement pour la transition énergétique et la fabrication de verre bas-carbone.

    

GreenYellow et GIVA concluent un accord de 20 ans fondé sur le modèle «Energy-as-a-Service» pour valoriser des centrales photovoltaïques en autoconsommation existantes. Comment ça marche ?

L’accord porte sur deux centrales solaires situées sur les sites industriels de GIVA en Lombardie, représentant une puissance installée de 11 MWc et une production annuelle de 15,5 GWh d’électricité renouvelable, 100 % autoconsommée. Grâce au modèle « Energy-as-a-Service » de GreenYellow, l’industriel valorise ses actifs énergétiques, libère du capital pour son activité et continue de bénéficier d’une énergie renouvelable produite localement pour couvrir une partie de ses besoins.

« Notre partenariat avec GreenYellow nous permet de préserver pleinement notre stratégie industrielle »

GreenYellow et GIVA, groupe industriel spécialisé dans la production de produits sidérurgiques, annoncent la signature d’un contrat « Energy-as-a-Service » d’une durée de 20 ans portant sur deux centrales photovoltaïques implantées sur des sites industriels de GIVA en Italie. Cette opération illustre une nouvelle approche de la transition énergétique industrielle : valoriser des actifs énergétiques existants afin de transformer un investissement immobilisé en un service énergétique de long terme.

Cela permet à GIVA de continuer à bénéficier des avantages de l’autoconsommation tout en confiant à un partenaire expert la gestion complète de ses installations. Dans le cadre de cet accord, GreenYellow assure l’exploitation, la maintenance, l’optimisation des performances et la valorisation des deux centrales PV, garantissant leur performance dans la durée. Pour GIVA, ce modèle permet de préserver les bénéfices économiques et environnementaux de ses installations solaires tout en réallouant ses ressources financières à ses activités stratégiques. 

« Notre partenariat avec GreenYellow nous permet de préserver pleinement notre stratégie industrielle. Nous poursuivons en effet notre démarche de décarbonation, de réduction des risques et de diminution des coûts énergétiques de nos sites industriels, tout en garantissant les flux de trésorerie nécessaires au financement de nos investissements stratégiques liés au développement de notre activité. Dans un contexte en constante évolution, la capacité à identifier des solutions efficaces et cohérentes avec nos objectifs est essentielle pour continuer à créer de la valeur de manière durable » précise Jacopo Longhi Vienna, CEO de GIVA.

Une évolution vers une énergie servicielle

Les deux centrales représentent une puissance installée totale de 11 MWc : une centrale au sol équipée de trackers solaires de 8 MWc sur le site de Visano et une centrale en toiture de 3 MWc sur le site de Cella Dati.

Elles produisent chaque année près de 15,5 GWh d’électricité renouvelable, couvrant environ 50 % des besoins énergétiques des deux sites industriels. Cette production permet d’éviter chaque année plus de 6 500 tonnes de CO₂, soit l’équivalent de la consommation électrique annuelle de plus de 8 000 foyers. 

« Les industriels ne recherchent plus seulement des solutions de production d’énergie renouvelable : ils souhaitent des modèles qui améliorent simultanément leur compétitivité, leur flexibilité financière et leur résilience énergétique. L’Energy-as-a-Service répond à cette attente en transformant des actifs énergétiques en un service de performance de long terme. Avec ce partenariat, GIVA continue de bénéficier de son électricité renouvelable sur site tandis que GreenYellow garantit l’exploitation et l’optimisation des installations pendant vingt ans » souligne Pierre Marouby, Country Manager de GreenYellow Italia.

Cette opération illustre l’évolution du marché de l’énergie vers des modèles où les entreprises peuvent bénéficier de solutions énergétiques performantes sans nécessairement porter seules les investissements à porter à leur bilan et les risques associés. En complément du développement de nouvelles installations photovoltaïques, GreenYellow accompagne les industriels dans la valorisation de leurs actifs énergétiques existants afin d’accélérer leur transition énergétique tout en optimisant leur allocation de capital.

    

35,5 % : tel est le nouveau record mondial signé LONGi. L’European Solar Test Installation (ESTI) a certifié le résultat, qui s’appuie sur une série d’efficacités LONGi en cellules et modules tandem déjà listées dans les tableaux internationaux d’efficacité.

LONGi a atteint une efficacité de conversion des cellules de 35,5 % grâce aux cellules solaires tandem cristalline silicium-pérovskite développées indépendamment par l’entreprise, certifiées par l’European Solar Test Installation (ESTI). Le résultat, présenté lors de la Conférence 2026 sur l’Innovation en Solaire et Stockage d’Énergie le 14 juillet 2026, constitue un nouveau record du monde pour cette technologie. Les cellules tandem cristalline silicium-pérovskite constituent la voie technologique dominante vers les cellules à haute efficacité de nouvelle génération, avec une limite d’efficacité théorique allant jusqu’à 43 %, supérieure à la limite de Shockley-Queisser de 33,7 % qui plafonne une cellule conventionnelle à jonction unique.

Sur les zones proches de dimensions industrielles, la cellule a atteint 34,3 % sur 261 cm² et 32,2 % sur 274 cm²

Ce chiffre de 35,5 % est le dernier d’une série de résultats certifiés. L’équipe a enregistré 33,9 % en novembre 2023 et 34,6 % en juin 2024. Moins d’un an après, elle est passée de 34,85 % à 35,2 % pour atteindre le chiffre actuel. L’Institut central de recherche de LONGi a produit ce travail. En mai 2026, l’efficacité des cellules tandem de silicium-pérovskite cristalline à deux terminaux de LONGi, de 35,2 %, a été intégrée à la 68^ème édition des Tables d’Efficacité des Cellules Solaires, compilées par le groupe dirigé par le professeur Martin Green à l’Université de Nouvelle-Galles du Sud en Australie.

Sur les zones proches de dimensions industrielles, la cellule a atteint 34,3 % sur 261 cm² et 32,2 % sur 274 cm². Les modules tandem de LONGi ont enregistré 31,4 % et 29,4 %, tous deux certifiés par des institutions internationales indépendantes et listés dans les mêmes tableaux.

Le pipeline structuré chez LONGi accélère la transition de la technologie des cellules tandem vers la fabrication industrielle

LONGi organise le développement de ses cellules comme un pipeline à niveaux, maintenant une génération en production de masse tandis que la suivante est déjà en développement et qu’une autre génération est en réserve. Cette structure permet à l’équipe de transformer les gains successifs du laboratoire en résultats certifiés au niveau de la cellule et du module, et elle soutient le transfert de la technologie tandem cristalline silicium-pérovskite du laboratoire vers la production industrielle.

    

À mesure que les systèmes photovoltaïques sont de plus en plus combinés avec les systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS), comprendre leurs performances et leur fiabilité à long terme devient essentiel. Un nouveau rapport publié par la Tâche 13 de PVPS de l’IEA examine comment la performance opérationnelle du PV + BESS peut être évaluée et surveillée afin de soutenir des systèmes énergétiques plus fiables, efficaces et rentables.

Ce rapport offre un aperçu des technologies courantes de batteries, des applications typiques PV + BESS et des méthodes pratiques pour évaluer la performance du système en fonctionnement. Il présente également une expérience sur le terrain issue d’installations résidentielles, montrant comment les conditions de fonctionnement, la conception du système et le cas d’utilisation influencent le vieillissement des batteries et la performance globale du système.

« La performance PV + BESS sur le terrain dépend bien plus que de la seule chimie des batteries. Ce rapport montre que la topologie du système, le comportement des onduleurs, la logique de contrôle, le profil de fonctionnement, la température et le firmware influencent tous de manière significative l’efficacité, la dégradation, l’estimation de fin de vie et la fiabilité des dispatchs » précise Ulrike Jahn, responsable de la tâche IEA PVPS

Les points clés

• Les performances, la fiabilité et la durée de vie du PV + BESS dépendent de la technologie, du cas d’usage et de l’environnement. La chimie et la conception des batteries, la topologie du système, la stratégie de contrôle et la tâche façonnent ensemble le comportement de dégradation et les résultats en fin de vie.
• Une évaluation rigoureuse de PV+BESS devrait être basée sur six indicateurs de performance principaux. La capacité, la tolérance à la puissance, la résistance interne, l’efficacité aller-retour, le temps de réponse et les pertes en veille fournissent une base pratique pour l’évaluation de l’état de santé, la détection des pannes et le fonctionnement en attente du vieillissement.
• Les données de terrain montrent des écarts importants entre la performance nominale et réelle de PV + BESS. Les résultats des inspections résidentielles et des études de cas révèlent une grande variation d’efficacité, de pertes d’onduleur, d’estimation de l’état de charge, de la qualité de l’équilibrage des cellules ainsi que des effets de température ou de firmware. Cela souligne la nécessité d’un suivi harmonisé, de données ouvertes de haute qualité et de modèles de vieillissement validés pour permettre un déploiement fiable et optimal des coûts de PV + BESS

Téléchargez le rapport…

    

Les gestionnaires des réseaux électriques indiquent qu’en l’état, près de 10% du territoire français ne peut plus recevoir de nouvelles capacités renouvelables.

Des délais supérieurs à cinq ans dans les zones contraintes

La saturation signalée mercredi 15 juillet par Enedis et RTE concerne des territoires où le raccordement de nouveaux projets éoliens ou photovoltaïques nécessiterait plus de cinq ans. Les contraintes portent notamment sur la disponibilité des infrastructures permettant d’évacuer la production vers les zones de consommation.

Enedis a publié une cartographie nationale des capacités réseau faisant apparaître en rouge les secteurs les plus contraints. Les zones citées comprennent le sud de la région Centre-Val de Loire, le Lot-et-Garonne dans le Sud-Ouest et les Vosges dans le Grand Est.

Ces blocages résultent notamment du besoin de créer ou renforcer des postes-sources, équipements qui assurent l’interface entre le réseau de transport de RTE et le réseau de distribution d’Enedis. Ces ouvrages transforment l’électricité issue de la très haute tension vers des niveaux de tension compatibles avec la distribution régionale.

Le photovoltaïque rural concentre une partie des tensions

Le rythme de raccordement des renouvelables s’est fortement accru sur le réseau de distribution. Enedis a raccordé 6,6 GW d’énergies renouvelables en 2025, après 5,5 GW en 2024 et 4,2 GW en 2023, avec une dynamique portée en particulier par le photovoltaïque installé dans des exploitations agricoles.

Selon Enedis, les raccordements renouvelables réalisés en 2025 se décomposent en 5,8 GW de solaire et 0,8 GW d’éolien sur le réseau public de distribution. Le gestionnaire indiquait aussi à fin 2025 compter 1,275 million de producteurs renouvelables raccordés à son réseau.

Cédric Boissier, directeur raccordement chez Enedis, a expliqué que le développement observé concerne surtout des zones rurales, où la consommation locale n’est pas nécessairement élevée. Ces territoires représentent environ deux tiers de l’essor récent des énergies renouvelables, ce qui peut créer des difficultés de gestion et d’acheminement de la production.

Le Lot-et-Garonne illustre cette accélération localisée : la puissance renouvelable raccordée au réseau y a plus que triplé en six ans. Enedis et RTE destinent leur cartographie aux producteurs et porteurs de projets, qu’il s’agisse de hangars agricoles, de petits sites industriels, de parkings ou de centres commerciaux de taille limitée.

Une centaine de postes-sources supplémentaires d’ici 2030

Enedis exploite actuellement environ 2.300 postes-sources sur l’ensemble du territoire français. Le gestionnaire prévoit d’en construire une centaine de nouveaux d’ici 2030, dont près des deux tiers pour accompagner le raccordement de capacités renouvelables.

Les adaptations relèvent aussi des schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables, établis par RTE avec les gestionnaires de distribution et les territoires. RTE précise que ces schémas réservent des capacités aux projets renouvelables au fur et à mesure de l’avancement des travaux d’adaptation des réseaux électriques.

La Commission de régulation de l’énergie a approuvé en février 2026 le programme d’investissements 2026 de RTE pour 4,24 milliards d’euros, en hausse d’environ 27% par rapport aux dépenses réalisées en 2025. Cette progression tient notamment aux raccordements de nouveaux utilisateurs terrestres, à l’adaptation du réseau, au renouvellement des infrastructures existantes et au raccordement des parcs éoliens en mer.

Enedis souligne que la situation française reste moins contrainte que celle de certains pays voisins, en citant l’Espagne et les Pays-Bas comme marchés beaucoup plus saturés. Le gestionnaire estime qu’environ 90% du territoire français conserve des capacités disponibles pour accueillir de nouvelles installations renouvelables.

AFP.com

Pour accéder aux cartes d’Enedis :

• Open service dédié
• Open data Enedis « Carte des zones pour implanter mon projet ENR »
• Enedis.fr