Le financement public des renouvelables devrait progresser de 11% en 2027, à 10,67 milliards d’euros, d’après une délibération de la CRE.

Des charges tirées par les volumes soutenus

La Commission de régulation de l’énergie attribue l’essentiel de cette hausse à l’augmentation des volumes de production bénéficiant de dispositifs de soutien, notamment dans l’éolien, le solaire et le biométhane. Le régulateur rattache cette dynamique à la programmation pluriannuelle de l’énergie, qui fixe la trajectoire française par filière.

Les charges de service public de l’énergie sont évaluées à 14,2 milliards d’euros pour 2027, contre 12,3 milliards d’euros pour le montant constaté en 2026, soit une progression de 16,7%. Dans ce total, la CRE présente 10,67 milliards d’euros de soutien aux énergies renouvelables à la charge du budget de l’État, après 9,06 milliards d’euros déboursés en 2026.

Pour l’électricité renouvelable et la cogénération au gaz naturel en France hexagonale, la CRE prévoit une hausse d’un milliard d’euros en 2027 par rapport à la prévision actualisée pour 2026. Cette progression provient principalement de 9,7 TWh supplémentaires de production soutenue.

Le biométhane ajoute 300 millions d’euros

Le soutien à l’injection de biométhane dans les réseaux gaziers augmenterait de 300 millions d’euros en 2027. La CRE explique cette évolution avant tout par une hausse de 1,6 TWh des volumes soutenus.

Les dispositifs concernés compensent l’écart entre les conditions de marché et les tarifs ou compléments de rémunération garantis aux producteurs. Dans l’électricité, ces charges couvrent notamment les achats effectués à prix bonifié par EDF et d’autres acheteurs obligés pour la production issue d’installations renouvelables.

Selon la présentation générale de la CRE sur les charges de service public de l’énergie, les opérateurs déclarent leurs charges constatées avant le 31 mars et leurs charges prévisionnelles avant le 30 avril. L’évaluation annuelle du régulateur doit s’inscrire dans le calendrier budgétaire de l’État avant le 15 juillet.

Une part affectée aux zones non interconnectées

La part des charges non financée directement par le budget de l’État atteint 3,56 milliards d’euros. Elle est couverte par une fraction de l’accise sur l’électricité payée par les consommateurs et affectée aux zones non interconnectées.

Ces territoires ne sont pas raccordés au réseau électrique principal de la France métropolitaine, en raison de leur caractère insulaire ou de leur isolement, comme la Guyane. Les charges correspondantes financent notamment la péréquation tarifaire, afin d’appliquer aux consommateurs de ces zones un prix de l’électricité équivalent à celui de l’Hexagone malgré des coûts de production plus élevés.

Dans les zones non interconnectées, les charges de service public regroupent aussi les surcoûts d’achat de l’électricité renouvelable supportés par EDF Systèmes Énergétiques Insulaires, Électricité de Mayotte et Électricité et Eau de Wallis-et-Futuna, selon le périmètre décrit par la CRE.

AFP.com

    

Selon le Panorama de l’électricité renouvelable au 31 décembre 2025 publié ces derniers jours, la production renouvelable a couvert 33,2 % de la consommation d’électricité de la France métropolitaine au cours de l’année 2025 et a représenté 27 % de la production totale d’électricité. Elle s’est établie à 148 TWh (contre 150 TWh en 2024), cette légère baisse de la production étant principalement due à la baisse de la production d’hydroélectricité (qui avait connu des conditions particulièrement favorables en 2024).

La puissance totale du parc électrique EnR – hydroélectricité, éolien, solaire photovoltaïque et bioénergies confondus – s’élève, fin 2025, à environ 84,3 GW. Cela représente une hausse de plus de 7,2 GW sur l’année 2025 (+ 5,9 GW de solaire photovoltaïque, + 0,9 GW d’éolien terrestre, + 0,4 GW d’éolien en mer).

Solaire photovoltaïque
Avec 5 941 MW raccordés l’année dernière, la puissance du parc solaire s’élève à 30 438 MW au 31 décembre 2025. La filière solaire a ainsi contribué à couvrir la consommation électrique annuelle de la France métropolitaine à hauteur de 7,4 %, avec 32,9 TWh produits en 2025 (+ 32,7 % par rapport à 2024). Le taux de couverture varie au cours de l’année, étant plus élevé en été.

Éolien terrestre
Le parc éolien terrestre atteint 23 870 MW de capacités de production au 31 décembre 2025, soit une croissance de 883 MW. La filière a produit un volume de 43,9 TWh au cours de l’année 2025, en hausse de 2,5 % par rapport à l’année 2024. Le taux de couverture annuel de la consommation de la France métropolitaine par l’éolien terrestre s’établit à 9,8 % pour l’année 2025.

Éolien en mer
Fin 2025, la puissance totale installée du parc éolien en mer atteint 1 919 MW (+ 415 MW par rapport à 2024). La filière a produit 5,7 TWh sur les douze derniers mois (+43,3 % par rapport à 2024) du fait de la montée en puissance du parc. Le volume de production de l’éolien en mer a représenté 1,3 % de la consommation française sur l’année.

Hydroélectricité
Le parc hydroélectrique est stable avec une puissance installée de 25 747 MW. La production hydroélectrique renouvelable 1 s’est élevée à 56,7 TWh en 2025, en baisse par rapport à 2024 (-19,2 %). Le volume de production d’hydroélectricité renouvelable a représenté 12,7 % de la consommation en France métropolitaine pour l’année 2025.

Bioénergies électriques
La filière des bioénergies électriques (incluant la production à partir de déchets) atteint une puissance installée de 2 295 MW, avec 14 MW de nouvelles capacités. Sa production renouvelable s’est élevée à 8,9 TWh sur l’année 2025, en hausse de 2,5% par rapport à 2024. La filière couvre ainsi 2 % de l’électricité consommée en 2025 en France métropolitaine.

Stockage
La filière du stockage d’électricité par batteries continue sa dynamique de raccordement avec 1 617 MW raccordés à fin 2025, dont 410 MW installés en 2025. Les installations devraient continuer à s’accélérer en 2026, comme en témoigne la forte dynamique des derniers trimestres (+195 MW au T3 2025 et +154 MW au T4 2025).

Ces résultats sont issus du Panorama de l’électricité renouvelable au 31 décembre 2025, élaboré par le Syndicat des énergies renouvelables (SER), RTE, Enedis et l’Agence ORE (Opérateurs de Réseaux d’Energie). Ce document est complété d’un supplément technique sur les technologies pour la production d’électricité renouvelable.

Téléchargez l’étude…

    

Le Groupe Lhotellier et la Caisse d’Epargne Normandie unissent leurs expertises pour répondre aux défis environnementaux et énergétiques du territoire normand. Dans un contexte où la souveraineté énergétique et la maîtrise des coûts de l’énergie constituent des enjeux stratégiques, les deux partenaires souhaitent proposer aux acteurs économiques normands des solutions concrètes, innovantes et adaptées pour accélérer leur transition énergétique. L’ACC en levier principal !  

Cette convention entre le Groupe Lhotellier et la Caisse d’Epargne Normandie vise à faciliter le déploiement de centrales photovoltaïques, quelle que soit la configuration des infrastructures concernées, et à accompagner les entreprises dans la réduction de leur empreinte carbone. Elle ouvre également la voie à des projets collectifs favorisant la production et le partage d’une énergie renouvelable locale. Acteurs historiques du territoire et partenaires de longue date, le Groupe Lhotellier et la Caisse d’Epargne Normandie franchissent ainsi une nouvelle étape dans leur collaboration. 

Des expertises complémentaires au service des projets de transition énergétique

Le Groupe Lhotellier met à disposition son expertise technique dans la conception, l’installation et la maintenance de centrales photovoltaïques performantes, adaptées aux besoins spécifiques de chaque client. Il propose un accompagnement global, de l’étude du projet jusqu’à son exploitation, au travers de solutions clés en main. De son côté, la Caisse d’Epargne Normandie apporte son expertise en ingénierie financière et sa parfaite connaissance du tissu économique régional afin de faciliter l’accès aux financements dédiés à la transition énergétique.

Elle accompagne la structuration des projets, fédère les différents acteurs autour d’initiatives communes et favorise l’émergence de boucles locales d’énergie, créatrices de valeur pour les territoires. Elle met également à disposition sa plateforme de financement participatif Kiwaï, qui a déjà permis d’accompagner plusieurs projets photovoltaïques en Normandie. Au-delà des bénéfices environnementaux, cette collaboration contribue à renforcer la sécurité énergétique des entreprises tout en leur permettant de mieux maîtriser leurs coûts d’approvisionnement. 

« Ce partenariat vient officialiser les relations de confiance nouées depuis plusieurs années entre nos deux établissements. Il ouvre de nouvelles perspectives d’accompagnement des acteurs économiques dans leur transition énergétique grâce à des solutions mutualisées comme les boucles locales d’énergie interentreprises, modèles d’autoconsommation collective innovants. Cette démarche témoigne de notre volonté d’être utile au territoire et répond à l’engagement inscrit dans notre raison d’être d’agir en faveur de la croissance durable et l’attractivité de la Normandie » souligne Thierry Lagnon, président du directoire de la Caisse d’Epargne Normandie.

Développer des projets énergétiques au cœur des zones d’activités économiques

Ce partenariat se traduit également par une ambition commune : favoriser l’émergence de collectifs d’entreprises au sein des Zones d’Activités Économiques (ZAE) autour de projets de production et de partage d’énergie renouvelable en autoconsommation. Les dispositifs d’autoconsommation collective permettent en effet de mettre en relation, à l’échelle d’une même zone d’activité, les producteurs et les consommateurs d’électricité.

Ce modèle favorise les circuits courts énergétiques, renforce la résilience des entreprises et participe à l’attractivité durable des territoires. Dans cette dynamique, plusieurs rencontres à destination des dirigeants d’entreprises et des élus locaux ont déjà été organisées par la Caisse d’Epargne Normandie sur l’ensemble du territoire normand. Coorganisées avec les associations ou clubs de dirigeants des ZAE, les collectivités concernées et le Groupe Lhotellier, ces réunions ont pour objectif de présenter aux intéressés les bénéfices de ces nouveaux modèles de production. 

« Les entreprises ont aujourd’hui besoin de réponses simples face à des enjeux énergétiques devenus complexes. Notre rôle est de mettre notre expertise au service de projets qui créent de la valeur durable pour nos clients et pour les territoires. Avec la Caisse d’Epargne Normandie, nous partageons cette même volonté d’agir concrètement et collectivement pour accélérer la transition énergétique en Normandie » précise Paul Lhotellier, président du Groupe Lhotellier.

    

 Le Syndicat des énergies renouvelables (SER) organise, le mardi 29 septembre 2026, à la Cité des Sciences et de l’Industrie à Paris, la 27^ème édition de son Colloque annuel, rendez-vous majeur des acteurs de la transition énergétique. Les Présidentielles en point de mire !

À six mois de l’échéance présidentielle, ce colloque s’inscrit dans un moment politique décisif. Les choix énergétiques qui seront faits dans les prochaines années conditionneront durablement la souveraineté de la France, sa trajectoire industrielle, sa compétitivité économique et sa capacité à répondre aux objectifs climatiques. Cette nouvelle édition du colloque du SER entend rappeler que les énergies renouvelables ne sont pas seulement un levier de décarbonation. Elles constituent également un enjeu stratégique de réindustrialisation, de souveraineté, d’aménagement du territoire et de maîtrise des coûts de l’énergie.

Organisé à la Cité des Sciences et de l’Industrie, ce colloque s’inscrit dans un lieu emblématique du dialogue entre savoir scientifique, innovation industrielle et débat public. Le choix du titre « 2027 : construire aujourd’hui le futur de l’énergie » affirme l’idée que les orientations énergétiques relèvent de choix politiques, industriels et sociaux. Cette journée de réflexions et de débats réunira près de 1 000 participants issus du monde politique, économique, industriel et institutionnel, confirmant sa place parmi les principaux rendez-vous annuels du secteur de l’énergie.

Parmi les intervenants confirmés figurent notamment Maud Bregeon, ministre déléguée chargée de l’Énergie, Émilie Piette, présidente du Directoire de RTE, Emmanuelle Wargon, présidente de la Commission de régulation de l’énergie, Marianne Laigneau, présidente du Directoire d’Enedis, Dominique Méda, professeure de sociologie, Nicolas Goldberg, directeur associé chez Colombus Consulting, Jean-Bernard Lévy, président du Conseil Français de l’Energie, Pascal Demurger, co-président d’IMPACT France, Olivier Lluansi, professeur et titulaire de la chaire « Transition énergétique pour l’industrie décarbonée  » au CNAM, Olivier Sichel, directeur général de la Caisse des Dépôts et Loïg Chesnais-Girard, président de la région Bretagne.

La Grande Tribune présidentielle 2027 sur l’énergie

Temps fort de cette édition, le SER et La Tribune proposeront à 15h30 la Grande Tribune présidentielle 2027 sur l’énergie. Cette séquence constituera l’un des premiers grands temps de débat consacrés aux enjeux énergétiques de la campagne présidentielle. Les candidats seront invités à présenter leur vision, leurs priorités et leurs engagements sur l’un des enjeux les plus structurants du prochain quinquennat : l’avenir énergétique de la France.

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H4 Marseille Fos, une coentreprise entre Hy2gen France et les développeurs H2V, et EDF viennent de signer un accord de partenariat stratégique qui garantit la grande majorité de l’approvisionnement en électricité du premier projet euro-méditerranéen e-SAF sur une base à long terme. Ce partenariat avec EDF combine des énergies renouvelables avec de l’électricité bas carbone provenant du réseau français. Un optimum énergétique pour séduire les acteurs de l’aéronautique !

Au cœur de cette production se trouve un mélange d’électricité diversifié et à faible émission de carbone, composé d’énergies renouvelables et d’énergie nucléaire, qui fournira la production de carburant d’aviation durable (e-SAF) sur le site de Fos-sur-Mer à partir de 2032. Dans le cadre de ce partenariat, un accord de dix ans sur l’approvisionnement en énergie nucléaire (CAPN : Contrat d’Allocation de Production Nucléaire) a également été conclu – le premier du genre signé par EDF avec un producteur d’hydrogène et de carburant synthétique. 

« La signature de ce CAPN avec EDF est une étape décisive pour le projet H4. Il garantit, pendant dix ans, une partie du plus grand coût d’un projet e-SAF – à savoir l’électricité bas carbone, qui représente près d’un tiers des coûts totaux – et crée la certitude de planification à long terme indispensable à la décision finale d’investissement. C’est un signal fort pour toute l’industrie de la décarbonation de l’aviation en France » assure Alexis Martinez, Directeur Général H2V – Directeur de projet H4 Marseille Fos.

Un projet phare pour la décarbonation de l’aviation

Avec ce projet, H4 Marseille Fos soutient l’objectif de l’UE de réduire la dépendance aux importations d’énergie fossile et d’assurer un approvisionnement durable, sûr et fiable à long terme dans ce secteur aéronautique, stratégiquement important. Les carburants RFNBO tels que l’e-SAF apportent ainsi une double contribution : à l’empreinte climatique de l’aviation et à la sécurité de l’approvisionnement en Europe. Avec l’approvisionnement en électricité désormais assuré, le projet franchit une étape importante vers la décision finale d’investissement (FID), prévue pour 2028. À partir de 2032, l’usine produira 75 000 tonnes d’e-SAF par an grâce à la technologie méthanol-jet, réduisant les émissions de gaz à effet de serre jusqu’à 84 % par rapport au kérosène fossile – soit environ 240 000 tonnes d’équivalent CO2 évitées chaque année.

Le projet apporte ainsi une contribution significative à l’objectif européen d’atteindre une part de 10 % de l’e-SAF dans les carburants d’aviation d’ici 2040 (Règlement ReFuelEU sur l’aviation), tout en soutenant également la stratégie nationale française révisée sur l’hydrogène. H4 Marseille Fos représente des investissements de 1,6 milliard d’euros en France et la création de 165 emplois directs.

Hy2gen permet une production indépendante de carburant pour l’Europe

Le H4 Marseille Fos est conçu autour de la technologie méthanol vers jet. Cela permet également de traiter l’e-méthanol délivré par navire dans l’e-SAF sur place. Cette option technologique revêt une importance stratégique à long terme : elle permet l’importation d’e-méthanol – qui peut, par exemple, être produit de manière compétitive en Afrique – en Europe, ce qui le rend utilisable là-bas industriellement. Cela fait du projet un contributeur à la résilience de l’approvisionnement en carburant de l’Europe : plutôt que de rester dépendant à sens unique des importations d’énergie fossile, H4 Marseille Fos crée une chaîne de production flexible qui relie la demande européenne aux ressources renouvelables mondialement accessibles et rentables – créant ainsi une base d’approvisionnement robuste et diversifiée pour des carburants d’aviation durables en Europe.

Pourquoi l’électricité bas carbone est importante pour la certification RFNBO

Pour produire de l’hydrogène RFNBO (Carburants renouvelables d’origine non biologique), le Règlement délégué de l’UE 2023/1184 exige généralement l’utilisation d’électricité renouvelable. Pour les zones d’appel d’offres avec une production d’électricité particulièrement faible en carbone, l’article 4 du règlement prévoit une exception reconnue : lorsque l’intensité carbone moyenne de l’électricité du réseau est inférieure à 18 g équivalent CO2 par mégajoule, l’électricité du réseau – combinée aux PPA supplémentaires pour l’électricité renouvelable et au respect des critères de corrélation temporelle et géographique – peut être considérée comme entièrement renouvelable.

Le réseau électrique français du continent atteint ce seuil – notamment en raison de la forte part d’énergie nucléaire à faible émission de carbone dans son mix de production. Pour H4 Marseille Fos, cela signifie : la combinaison de l’énergie nucléaire fournie par EDF et d’autres PPA d’énergie renouvelable crée une base réglementaire solide pour la certification RFNBO de l’hydrogène produit sur le site – et donc pour son éligibilité aux quotas européens e-SAF. Parallèlement, la forte part de l’énergie nucléaire dans le réseau français offre une empreinte carbone exceptionnellement stable et prévisible pour le projet.

Un mix électrique compétitif et diversifié comme base de la décision d’investissement

L’électricité représente environ un tiers du coût total de production de l’e-SAF. Pour un projet de cette envergure, une alimentation électrique compétitive et prévisible est donc un facteur clé de réussite. H4 Marseille Fos repose sur deux éléments complémentaires :

• Énergie renouvelable : Grâce à EDF Power Solutions France, des Accords d’Achat d’Électricité (PPA) supplémentaires pour l’électricité provenant de sources renouvelables sont en cours d’élaboration et intégrés au mix électrique du projet.
• Énergie nucléaire à faible émission de carbone : Grâce au CAPN, EDF met à disposition de H4 Marseille Fos une capacité d’environ 150 MW de son parc nucléaire – pour dix ans à partir du début des opérations commerciales en 2032. Cela couvre une part importante de la demande annuelle d’énergie d’environ 2,8 TWh en termes compétitifs et prévisibles.

L’accord prévoit une répartition équilibrée des opportunités et des risques liés aux volumes d’électricité effectivement produits, suivant la structure déjà établie par EDF dans d’autres accords CAPN avec des clients industriels.« Avec cette CAPN, H4 Marseille Fos franchit une nouvelle étape dans le développement du premier projet euro-méditerranéen e-SAF. EDF nous fournit un cadre d’alimentation électrique à faible émission de carbone à long terme – une condition nécessaire à la compétitivité d’un projet e-SAF de cette envergure » conclut Cyril Dufau-Sansot, PDG de Hy2gen.

    

Les enjeux de cette électrification sont particulièrement importants pour l’industrie, le bâtiment et les transports, principaux émetteurs de gaz à effet de serre. C’est ce marché qu’analyse en profondeur Xerfi dans son étude « Le marché de l’électrification et de la décarbonation des entreprises, quelles solutions optimales face au retour du risque énergétique et aux nouveaux arbitrages économiques et politiques ? ». Cette étude décrypte le marché des solutions permettant aux entreprises, tous secteurs confondus, de réduire leurs émissions de gaz à effet de serre et leur dépendance aux énergies fossiles.

Elle couvre la vente d’équipements, de services, d’ingénierie et de conseil destinés à décarboner les bâtiments, les procédés de production, les flottes de véhicules et les activités logistiques. L’étude est prioritairement centrée sur les offreurs de solutions de décarbonation et d’électrification. Ces acteurs ont des profils très divers : entreprises du génie climatique et électrique, énergéticiens, équipementiers, start-ups ou encore spécialistes du conseil. En dehors de quelques grands acteurs diversifiés, ils se positionnent le plus souvent sur des segments de marché et un type de solutions précis.

L’avantage compétitif de l’électrique français

La France bénéficie d’atouts structurels majeurs pour réussir l’électrification de son économie. Son mix électrique est l’un des plus décarbonés d’Europe grâce au nucléaire et au développement des énergies renouvelables. L’intensité carbone de l’électricité produite en France n’était ainsi que de 20 gCO2e/kWh en 2025, contre 178 g en moyenne en Europe. L’Hexagone dispose aussi d’une production largement excédentaire. Les exportations nettes d’électricité ont atteint un niveau historique en 2025 et la situation de surproduction est appelée à perdurer au moins jusqu’en 2035, selon les projections de RTE, y compris en cas d’accélération de l’électrification du pays. Cette abondance contribue à maintenir des prix de l’électricité compétitifs à l’échelle européenne, malgré la fin de l’Arenh (électricité nucléaire à prix régulé).

Des entreprises leaders

L’étude de Xerfi met en lumière un autre avantage de la France : la possibilité de capitaliser sur un tissu dense de grandes entreprises très bien positionnées sur les différents marchés de l’électrification. Il s’agit de leaders mondiaux dans la fabrication d’équipements électriques, comme Schneider Electric et Legrand, et dans le négoce, comme Rexel et Sonepar. Les grands intégrateurs et prestataires français de services énergétiques, comme Vinci Énergies, Equans, Dalkia ou encore SPIE, jouent un rôle central dans le déploiement des solutions d’efficacité énergétique et de substitution électrique en France et en Europe. 

À cela s’ajoutent des acteurs de premier rang dans les équipements thermiques résidentiels et industriels, avec notamment Atlantic dans les pompes à chaleur, Fives et ECM Technologies dans les fours électriques et Babcock Wanson, n°1 en Europe des chaudières électriques industrielles. Dans l’automobile, l’électrification a certes largement ouvert la porte à la concurrence chinoise. Mais l’avenir de l’industrie automobile française passe indiscutablement par la filière électrique. Renault et Stellantis ont déjà recentré leurs activités en France dans les véhicules à batteries. Par ailleurs, le Nord de la France est en train de s’imposer comme l’un des principaux hubs européens de production de batteries.

Des objectifs de décarbonation ambitieux

Les objectifs de décarbonation de l’industrie à court (2030) comme à long terme (2050) sont très ambitieux. Ils supposent notamment un doublement du rythme de baisse des émissions dans les 5 prochaines années par rapport aux 10 précédentes. Y parvenir nécessitera un haut niveau de soutien public, en particulier pour les investissements les plus structurants et les plus risqués sur le plan de la compétitivité, comme le remplacement de hauts-fourneaux ou la mise en place de grands systèmes de captage du CO2.

La plupart des filières ont proposé dans leur feuille de route de réduire leurs émissions directes d’environ 40 % sur la période 2015-2030. Ces objectifs devraient être revus à la hausse après l’adoption formelle de la 3e stratégie nationale bas-carbone (SNBC-3), qui prévoit une baisse de 50 % des émissions de l’industrie sur la période. Certaines branches sont bien plus avancées que d’autres. C’est le cas en particulier de la métallurgie, de la chimie et de l’agroalimentaire, dont la décarbonation s’explique cependant pour beaucoup par des fermetures d’usines et des baisses des productions très émettrices.

Cas concrets à l’appui, l’étude Xerfi passe en revue les processus de décarbonation à l’œuvre dans l’industrie, les transports, la logistique, le bâtiment, le cycle de vie des produits, avec une analyse des technologies et procédés mobilisés et des investissements en jeu. Enfin, l’étude propose également une cartographie complète des principaux acteurs de la décarbonation, de leur positionnement et de leurs stratégies, dans le bâtiment et les procédés de production, le transport et la logistique, le cycle de vie des produits et le conseil.

¹«Le marché de l’électrification et de la décarbonation des entreprises, quelles solutions optimales face au retour du risque énergétique et aux nouveaux arbitrages économiques et politiques ? », Xerfi, juin 2026, Pierre Paturel

L’enjeu des délais de raccordement

Électrifier est une chose, raccorder son installation au réseau en est une autre. Selon l’étude Xerfi, la réduction des délais de raccordement constitue un enjeu stratégique pour la concrétisation des projets d’électrification. Les retards accumulés dans la connexion des parcs éoliens et photovoltaïques freinent la transition énergétique du pays. Les grands consommateurs d’électricité (industriels, gestionnaires de centres de données, exploitants de sites de recharge de forte puissance, etc.) sont aussi touchés par l’allongement des temps d’attente de raccordement. Les délais de connexion au réseau des centres de données sont, par exemple, passés de 2 ans à près de 5 ans ces dernières années.

Pour réduire ces délais, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a approuvé une procédure de raccordement accélérée, dite « fast track » à destination des sites considérés comme stratégiques par les pouvoirs publics. Quatre premiers sites propices ont été identifiés en 2025 pour une capacité théorique de 3,1 GW. En parallèle, des travaux ont été engagés pour adapter les règles administratives, avec notamment une consultation publique menée par RTE en 2026 qui met en avant plusieurs pistes d’améliorations : passer d’une logique de « premier demandeur, premier servi » à « premier prêt, premier servi », gérer les files d’attente de manière dynamique en favorisant les projets qui avancent rapidement, rendre payante la réservation de capacités, anticiper des raccordements sur certaines zones, etc.

En novembre 2025, plus de 170 projets industriels ont contractualisé une demande de raccordement auprès de RTE, représentant plus de 30 GW, auxquels s’ajoutent les demandes faites aux distributeurs qui, agrégées, représentent un volume important. Les data centers représentent près de la moitié de la puissance de raccordement adressée à RTE.

    

Socomec a franchi l’étape symbolique des 500 systèmes BESS, portée par la forte croissance des projets sur les sites commerciaux et industriels (C&I) ainsi que dans les infrastructures de recharge pour véhicules électriques (VE). Dopé aussi par l’hybridation avec des projets photovoltaïque !

Socomec, spécialiste de la coupure de sécurité, de la commutation de sources, de la mesure et de la conversion d’énergie, franchit le cap des 500 ventes de systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) dans le monde. Associant deux SMARTSYS M5000 à une installation photovoltaïque, la dernière en date porte sur un projet de 10 MWh à Mutterstadt, en Allemagne, réalisé pour le développeur solaire allemand Rheinland Solar et la société d’énergies renouvelables BayWa r.e.

Augmenter la part des énergies renouvelables consommées sur site

Cette étape symbolique traduit une demande croissante en matière de stockage d’énergie sur les sites commerciaux et industriels, dans les infrastructures de recharge pour véhicules électriques (VE) et, de plus en plus, dans des applications de soutien au réseau en amont du compteur. Plus de la moitié de ces systèmes ont été vendus depuis le début de l’année 2024, mettant en lumière le rôle grandissant de Socomec dans l’accompagnement des opérateurs pour améliorer leur résilience, intégrer les énergies renouvelables, stabiliser leurs réseaux électriques et gagner en flexibilité énergétique.

Le projet de 10 MWh à Mutterstadt associe la production solaire au stockage d’énergie par batterie. L’objectif ? Augmenter la part des énergies renouvelables consommées sur site, réduire les pics de demande, mais aussi améliorer la résilience d’un grand site industriel de stockage frigorifique et de logistique présentant une demande électrique continue. Le 24 juin, le projet a été mis à l’honneur sur le stand de Socomec lors du salon ees Europe, organisé dans le cadre de The Smarter E Europe à Munich.

Les systèmes BESS de Socomec sont déployés à l’échelle internationale

Cette dernière réussite reflète l’expansion rapide d’une activité fondée sur une expertise technique reconnue. Créée en 2014 au sein d’une entreprise forte de plus d’un siècle d’expérience dans la gestion de l’énergie, l’unité BESS de Socomec est passée d’une preuve de concept à Nice à une activité mondiale comptant environ 70 collaborateurs, répartis entre l’Europe et les États-Unis.

Aujourd’hui, les systèmes BESS de Socomec sont déployés à l’échelle internationale, avec 325 installations dans la zone EMEA – notamment sur les marchés des énergies renouvelables à forte pénétration que sont l’Italie, l’Espagne et l’Allemagne – et 175 autres en Amérique du Nord, où les déploiements sont généralement configurés pour assurer une fonction d’alimentation de secours. Socomec est également présent dans les territoires français d’outre-mer et en Afrique, où ses solutions soutiennent des systèmes énergétiques hors réseau et hybrides.

En France, un projet d’autoconsommation collective repose sur des BESS

Avec ses 500 systèmes vendus, Socomec a pris en charge un large éventail de cas d’usage :

• Au Royaume-Uni, l’entreprise a fourni à un grand complexe sportif un système de stockage d’énergie par batterie d’une capacité de 9,3 MWh. Celui-ci a remplacé les générateurs diesel traditionnels pour assurer environ trois heures de fonctionnement continu des infrastructures prioritaires en cas de panne du réseau électrique.
• En Espagne, Socomec accompagne un opérateur de recharge ultra-rapide de véhicules électriques. Elle lui a fourni une solution de stockage d’énergie afin d’éviter un délai d’attente pouvant aller jusqu’à deux ans avant le renforcement du réseau. La solution permet ainsi aux bornes de recharge de fournir jusqu’à 360 kW, tout en garantissant une haute qualité de service en période de pointe. À ce jour, plus de 50 BESS ont été déployés pour couvrir à la fois les sites de recharge de véhicules électriques raccordés au réseau et hors réseau, accélérant ainsi le déploiement des infrastructures de recharge à l’échelle du pays.
• En Italie, Socomec a permis à l’aéroport de Trieste d’atteindre un taux d’autoconsommation d’énergie renouvelable de 70 % et de réduire ses émissions de CO₂ de plus de 500 tonnes par an. Le projet a remporté deux prix spécialisés en 2026.
• En France, un projet d’autoconsommation collective repose sur des BESS pour aider 62 appartements à accroître leur autonomie énergétique grâce à une énergie solaire produite localement.

« Le stockage par batterie apporte désormais une réelle valeur ajoutée »

Cette dynamique commerciale va de pair avec une innovation produit constante. À ce titre, début juin, Socomec a élargi son offre de stockage d’énergie avec sa nouvelle gamme SMARTSYS, qui prend en charge des déploiements de plus grande capacité, pouvant atteindre 5 MVA / 20 MWh. En avril 2026, Socomec a lancé sa plateforme de surveillance numérique SoLive Pro BESS, qui permet aux opérateurs de suivre les performances du système en temps réel, de prendre des mesures ciblées pouvant prolonger la durée de vie des batteries jusqu’à 20 % et de réduire leur coût total de possession.

« Le cap des 500 BESS représente une étape importante pour notre activité de stockage d’énergie, car il reflète à la fois la confiance que les clients accordent à Socomec, mais aussi l’étendue des applications dans lesquelles le stockage par batterie apporte désormais une réelle valeur ajoutée », observe Jean-Marc Guillou, directeur technique des systèmes de stockage d’énergie chez Socomec.

« Cette dynamique est alimentée par la demande commerciale et industrielle, l’intégration des énergies renouvelables et le développement rapide de la mobilité électrique, parallèlement à une demande croissante en matière de stabilisation du réseau et d’applications en amont du compteur. En réponse, nous proposons des systèmes de plus grande envergure et étendons la portée de nos dispositifs BESS à des applications telles que la recharge à grande échelle, les services de réseau et les centres de données, domaines dans lesquels Socomec apporte une expertise reconnue en matière de gestion de l’énergie ».

    

1 projet sur 5. C’est le taux de succès des dossiers déposés lors de la dernière période PPE2, 1 559 MWc soumis, 300 MW retenus (délibération CRE, 7 juillet 2026). Le prix moyen a reculé de 13,5 €/MWh par rapport à la période précédente. La concurrence est telle que même les projets les plus solides tombent à l’eau. Pour beaucoup d’agriculteurs qui avaient construit leur plan de financement autour du revenu photovoltaïque, c’est une équation qui ne tient plus.

Ce que ces chiffres révèlent, c’est la fragilité d’un modèle : celui du bâtiment agricole financé par le projet photovoltaïque. Pendant des années, les appels d’offres CRE ont alimenté une mécanique où le hangar venait presque « avec » les panneaux. Les taux de sélection de la PPE2 montrent que cette mécanique se grippe. Mais derrière l’instabilité des marchés de l’énergie, les exploitants font face à un enjeu plus fondamental : le dérèglement climatique. Canicules, épisodes de grêle, inondations, variations brutales de températures… Ce sont les animaux, les hommes et les récoltes qu’il faut protéger en premier. C’est ce besoin de protection et d’adaptation qui redevient le moteur de l’investissement agricole, pas le prix du mégawattheure.

BâtiAgricole, la marque de CANCÉ dédiée aux bâtiments agricoles, conçoit ses solutions à partir de cette réalité. En mobilisant l’expérience industrielle du groupe, elle développe des bâtiments adaptés aux contraintes climatiques de chaque exploitation (hangars de stockage, stabulations, manèges…) conçus pour leur usage premier, et dimensionnés dès l’origine pour accueillir du photovoltaïque quand l’équation redeviendra favorable. Le panneau n’est plus la condition de l’investissement. Il en est l’option.

Ce repositionnement change aussi la conversation sur l’énergie : l’autoconsommation, moins exposée aux aléas des sélections CRE, plus directement liée à l’usage du bâtiment, redevient le levier central. Sur les 400 000 exploitations agricoles françaises, 50 000 seulement sont aujourd’hui raccordées au solaire. Le potentiel reste immense mais il se réalisera sur d’autres bases. Avec 600 bâtiments livrés par an et 90 % de ses constructions déjà dimensionnées pour accueillir du solaire, BâtiAgricole dispose d’une vraie  lecture du marché : celle d’un constructeur qui parle chaque année à des centaines d’agriculteurs, pas pour leur vendre des panneaux, mais pour leur bâtir un outil de travail.

    

Après avoir constitué le premier parc mondial de stockage par batteries, la Chine change de priorité. L’enjeu n’est plus seulement d’installer des capacités, mais de mieux les utiliser, de les intégrer au réseau et de multiplier leurs sources de revenus, selon une étude publiée par Ember le 16 juillet 2026.

À la fin de 2025, la Chine détenait plus de la moitié des capacités mondiales de stockage par batteries. Au premier trimestre 2026, elle totalisait 155,2 GW et 400,8 GWh de nouveaux moyens de stockage, dont 149,8 GW de batteries lithium-ion.

La seule année 2025 a vu l’installation de 189,5 GWh supplémentaires, soit un quasi-doublement du parc. Pékin vise désormais 300 GW de nouveaux moyens de stockage en 2030.

Le stockage progresse plus vite que le solaire

Cette accélération accompagne l’essor spectaculaire du photovoltaïque chinois. En 2025, la production solaire a augmenté de 336 TWh.

Selon Ember, les nouvelles capacités de stockage installées cette année-là pourraient théoriquement déplacer dans le temps 21 % de cette production solaire quotidienne supplémentaire, contre seulement 6 % en 2022.

Les batteries deviennent ainsi essentielles pour absorber l’électricité produite en milieu de journée et la restituer lors des pointes de consommation.

Des équipements encore sous-utilisés

Le développement chinois a d’abord reposé sur des obligations imposant aux nouveaux projets solaires et éoliens d’intégrer du stockage. Cette politique a contribué à réduire l’écrêtement des renouvelables, mais elle a aussi conduit à installer des batteries sans véritable modèle économique autonome.

En 2025, les batteries associées à des centrales renouvelables réalisaient en moyenne 199 cycles par an, contre 299 pour les installations autonomes. Cet écart de 100 cycles traduit une exploitation encore insuffisante des systèmes colocalisés.

S’ils avaient fonctionné au même rythme que les actifs autonomes, ils auraient pu déplacer 9,5 TWh supplémentaires d’électricité renouvelable. Avec un fonctionnement optimisé de l’ensemble du parc à 350 cycles par an, le potentiel supplémentaire atteindrait 23 TWh.

Vers un développement piloté par le marché

Depuis 2025, la Chine a supprimé l’obligation nationale d’associer systématiquement du stockage aux nouveaux projets renouvelables.

La transition est déjà visible : entre janvier et avril 2026, les batteries autonomes ont représenté 84,7 % des nouvelles capacités installées, contre seulement 8,4 % pour les systèmes associés aux centrales solaires et éoliennes.

Pour Ember, la prochaine étape dépendra de la capacité des projets à cumuler plusieurs revenus : arbitrage sur les marchés de l’électricité, services système, rémunération de capacité, effacement ou participation à des centrales électriques virtuelles.

La Chine a démontré qu’elle savait installer des batteries à très grande échelle. Elle doit désormais transformer cette puissance en flexibilité réelle pour le réseau et pour l’intégration massive des énergies renouvelables.

Téléchargez l’étude…

    

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.



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