Pour répondre aux nombreuses demandes de professionnels souhaitant acquérir rapidement les principaux repères du solaire photovoltaïque, TECSOL organise, le jeudi 27 août 2026, une nouvelle formation en ligne consacrée aux fondamentaux d’un projet photovoltaïque.

Intitulée « Fondamentaux du Photovoltaïque », cette journée de formation se déroulera de 9h à 17h, pour une durée totale de six heures. Elle permettra aux participants de comprendre les principaux aspects techniques, économiques et réglementaires d’un projet installé sur un bâtiment, un parking ou au sol.

À l’issue de la formation, les stagiaires disposeront des connaissances nécessaires pour apprécier la pertinence d’un projet, identifier ses facteurs de réussite et repérer les principaux points de vigilance à chaque étape de son montage.

Une formation accessible aux non-spécialistes
Cette formation s’adresse en priorité aux responsables qui ne sont pas experts du photovoltaïque, mais qui doivent comprendre, analyser ou initier une démarche solaire dans le cadre de leurs fonctions.

Elle concerne notamment les responsables financiers, commerciaux ou marketing, les juristes, les élus, ainsi que les profils techniques et administratifs issus de toutes les organisations.

Aucun prérequis n’est demandé. Les participants pourront, s’ils le souhaitent, faire connaître en amont leurs besoins et leurs attentes afin que les formateurs puissent y répondre au cours de la journée.

Les bases techniques le matin
La matinée, organisée de 9h à 12h, sera consacrée aux principes techniques et aux principales configurations d’une installation photovoltaïque.

Les participants aborderont notamment :

• l’évolution du marché photovoltaïque ;
• les principaux composants d’un système ;
• la chronologie d’un projet ;
• les schémas électriques ;
• les notions de puissance, d’énergie et de productible ;
• l’autoconsommation individuelle et collective ;
• les principes de comptage et les différents schémas d’organisation.

L’objectif est de permettre à chacun de comprendre le fonctionnement général d’une installation et le vocabulaire utilisé par les professionnels de la filière.

Réglementation, économie et faisabilité l’après-midi
L’après-midi, de 14h à 17h, sera consacré au cadre réglementaire, aux modèles économiques et à la mise en œuvre concrète des projets.

La formation présentera les obligations de solarisation, les contraintes liées aux bâtiments et à la construction, ainsi que les différentes étapes du raccordement au réseau électrique. Le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité, le TURPE, sera également expliqué.

Les participants étudieront ensuite les principaux modes de valorisation de l’électricité produite : vente en totalité, injection du surplus, guichet ouvert, appels d’offres de la programmation pluriannuelle de l’énergie et vente sur le marché.

Les formateurs présenteront également les principaux modèles économiques, le coût actualisé de l’électricité — LCOE — ainsi que les ratios couramment utilisés pour évaluer les investissements et les dépenses d’exploitation.

La journée s’achèvera par une séquence consacrée à la faisabilité des projets et aux retours d’expérience de chantiers : démarche d’analyse, pertinence des projets et conditions de mise en œuvre des générateurs photovoltaïques.

Une classe virtuelle interactive
La formation sera dispensée à distance dans une salle Zoom Premium. Les acquis seront évalués au moyen de quiz réalisés au cours de la journée.

À l’issue de la formation, chaque participant recevra le support pédagogique ainsi qu’un document de type « foire aux questions », regroupant les interrogations formulées par les stagiaires et les réponses apportées par les formateurs.

Le référent pédagogique est Sébastien Decottegnie, ingénieur et responsable formation chez TECSOL.

Informations pratiques
Date : jeudi 27 août 2026
Horaires : 9h-12h et 14h-17h
Durée : 6 heures
Format : formation en ligne
Prix : 250 € HT par participant Pour toute demande particulière ou tout renseignement complémentaire, le service formation de TECSOL est joignable à l’adresse formation@tecsol.fr ou au 04 68 68 16 50.

Pour s’inscrire

    

Amarenco devient l’unique actionnaire d’Énergie Développement, la société créée en 2017 avec TotalEnergies Renouvelables France. En rachetant les 50 % détenus par son partenaire, le groupe consolide un portefeuille solaire produisant près de 100 GWh par an et poursuit sa transformation en producteur indépendant d’énergie pleinement intégré.

Amarenco franchit une nouvelle étape dans son développement. Le producteur indépendant d’énergie spécialisé dans le solaire et le stockage annonce l’acquisition des 50 % d’Énergie Développement (ED) jusqu’ici détenus par TotalEnergies Renouvelables France. Amarenco possède désormais 100 % de cette structure commune créée en 2017.

L’opération s’inscrit dans des stratégies désormais différentes pour les deux partenaires. Pour Amarenco, elle permet de renforcer son modèle de producteur indépendant d’énergie (IPP), tandis que TotalEnergies souhaite davantage concentrer ses activités renouvelables sur les grandes centrales solaires et éoliennes afin de bénéficier des économies d’échelle.

Près de 100 GWh de production annuelle supplémentaires

L’intérêt de l’opération est notamment financier. Le portefeuille d’Énergie Développement rassemble des actifs solaires de plusieurs segments, avec une implantation particulièrement importante dans le Sud-Ouest.

À fin 2025, ces installations représentaient une production annuelle de 98 GWh. Leur intégration complète devrait apporter à Amarenco environ 10 millions d’euros d’EBITDA récurrent supplémentaire. Le groupe estime que cette opération lui permettra à la fois de sécuriser ses revenus et de conforter sa trajectoire de croissance.

Amarenco affiche désormais des objectifs particulièrement ambitieux à l’horizon des deux prochaines années : atteindre 1 TWh de production annuelle, 1 GW de capacité installée et parvenir à une autonomie financière structurelle totale.

Amarenco poursuit sa mutation vers un modèle d’IPP

Pour Alain Desvigne, président d’Amarenco, cette acquisition constitue l’aboutissement d’une coopération réussie avec TotalEnergies et représente la dernière étape d’une transformation engagée depuis plusieurs années. Après ses opérations menées avec Macquarie en Irlande puis avec Infracapital, le groupe entend désormais affirmer son positionnement de producteur européen intégré.

Créé en 2013, Amarenco est aujourd’hui présent en France, Irlande, Espagne, Portugal et Autriche. L’entreprise indique avoir réalisé plus de 2 000 projets et opérer un portefeuille de 1,3 GW en exploitation ou en construction, auquel s’ajoutent 2,6 GW en développement. Elle a levé plus de 630 millions d’euros depuis 2020 et investit chaque année plus d’un demi-milliard d’euros.

Avec la reprise intégrale d’Énergie Développement, Amarenco poursuit ainsi une stratégie consistant à conserver davantage d’actifs en exploitation et à consolider les revenus récurrents issus de la production d’électricité solaire, au-delà de son métier historique de développeur.

    

On vous l’avoue bien volontiers, nous étions passés à côté. Il faut dire que le Bulletin Officiel des Finances Publiques (BOI-TVA-LIQ-30-20-97), publiée le 10 juin 2026, a fait l’objet d’une publication qui est passée relativement inaperçue et qui est pourtant d’une haute importante pour la filière photovoltaïque. Cette publication apportait des précisions visant à définir beaucoup plus clairement les fonctionnalités attendues et plus complètes désormais d’un EMS dans le cadre de l’application de la TVA à 5,5 %. On vous explique ce changement avec l’appui d’Ondine Suavet, CEO de Mylight150 et présidente du Syndicat AuRA Digital Solaire !

« Soyons clair, avant cette nouvelle publication au BOI, il y avait un flou autour de la définition concrète de l’EMS » estime Ondine Suavet, spécialiste reconnu de la filière solaire française. Et comme disait Martine Aubry, quand il y a un flou, il y a un loup.

« En capacité de piloter de façon continue le comportement de consommation d’au moins deux usages électriques »

Jusqu’à présent, le BOI indiquait simplement que les équipements photovoltaïques devaient être associés à un système gestionnaire d’énergie permettant de collecter les données de production et de consommation et de piloter les usages. Léger !

La nouvelle rédaction apporte des précisions substantielles : « Ce système, qui peut reposer sur une solution logicielle du type “système de management de l’énergie”, doit être un dispositif en capacité de piloter de façon continue le comportement de consommation d’au moins deux usages électriques (eau chaude sanitaire, chauffage, etc.). À cette fin, il doit être directement relié ou connecté avec les équipements électriques pilotés et doit pouvoir synchroniser la consommation avec la production solaire, de façon constante et autonome, et ce sans intervention humaine. » 

Le BOI ajoute également : « Le pilotage des consommations électriques ne peut donc se limiter à une simple programmation horaire ou automatique ou à des actions de l’utilisateur. » « Le texte de loi s’aligne désormais parfaitement avec nos produits » se réjouit Ondine Suavet.Le nouveau BOI marque, selon Ondine Suavet, une évolution importante de la filière. « Il acte que les installations photovoltaïques ont désormais vocation à être pilotées. Conditionner la TVA à 5,5 % à un EMS capable de piloter au moins deux usages revient à reconnaître que produire de l’électricité ne suffit plus, il faut désormais synchroniser production et consommation. On est en cohérence » ajoute la CEO de MyLight150, spécialiste de la batterie virtuelle qui développe actuellement une nouvelle offre qui associe le produit virtuel à un stockage physique. « De quoi éviter le pic de la journée et de subir les prix extrêmement négatifs dans une gestion active qui n’est plus qu’au fil du soleil » poursuit-elle.

« Le nouvel enjeu c’est alignement entre production et consommation, au plus près des besoins »

Et Ondine Suavet de prendre sa casquette de présidente du Syndicat AuRA Digital Solaire pour évoquer l’actualité de la filière solaire avec un discours un tantinet dissonant. 

« Nous battons-nous aujourd’hui pour les bons combats ? Le nouvel enjeu c’est alignement entre production et consommation, au plus près des besoins. C’est l’atout numéro un du solaire. Nous avons besoin de retrouver du financement de projet sans les aides de l’état. L’exemple des toitures agricoles est patent avec des agriculteurs qui ne sont pas des consommateurs. On arrive à saturation. La consommation est proche des villes et des métropoles » reconnaît Ondine Suavet.

La filière solaire française traverse cette période de transition non sans difficulté. Mais d’autres marchés sont déjà passés par cette étape. « L’Allemagne en est un bon exemple : avec la baisse progressive des mécanismes de soutien, le marché s’est recentré sur l’autoconsommation, le pilotage des usages et la valorisation locale de l’énergie produite. Le solaire y reste extrêmement dynamique, simplement avec une logique économique différente. Le sujet n’est plus uniquement de produire davantage, mais de consommer ce que l’on produit. À nos yeux, c’est là que se situe l’avenir de la filière » conclut la chef d’entreprise. Et autant dire que la nouvelle publication inscrite au BOI va dans ce sens…

    

Pour en finir avec les fake news sur les énergies renouvelables ! Depuis quelques années, la transition énergétique basée sur l’essor des énergies renouvelables fait l’objet de nombreuses attaques par des forces conservatrices et/ou des filières concurrentes. En conséquence, de multiples idées reçues ou fausses se propagent à leur sujet. Petit florilège :

« Les parcs éoliens sont implantés n’importe où et n’importe comment. »
« Ce n’est pas à la France de faire des efforts pour limiter ses émissions de gaz à effet de serre. »
« Une France 100 % énergies renouvelables, c’est impossible techniquement ! »
« Trop de renouvelables entraîne des black-out électriques. »
« Les énergies renouvelables s’ajoutent aux énergies fossiles, sans les remplacer. »
« Le potentiel de la géothermie est gigantesque, on n’a pas besoin d’autant de solaire et d’éolien. »
« L’éolien et le solaire sont des gadgets d’écolos qui ne sont pas rentables. »
« L’éolien et le solaire font l’objet de rejets massifs de la part des populations locales. »

Pour contrecarrer cette prolifération d’idées fausses et/ou reçues, Paul Neau a écrit cet ouvrage avec précision et rigueur, en se référant à un large éventail d’éléments factuels et chiffrés ainsi qu’à sa large expérience de terrain. Son but : rétablir les vérités scientifiques et fournir des arguments sourcés aux citoyens et citoyennes, soucieux de trouver des solutions pérennes et concrètes au bouleversement climatique. Le livre permet ainsi de faire le point sur la transition énergétique, enjeu écologique de premier plan qui suscite de nombreux débats contradictoires, à l’heure où les énergies renouvelables viennent de passer un cap symbolique. Pour la première fois en 2025, l’électricité produite en Europe à partir de l’éolien et du solaire a dépassé celle d’origine fossile.

L’expertise de l’auteur est garante d’honnêteté intellectuelle loin de tout dogmatisme polarisé. Physicien de formation, Paul Neau gravite dans le monde des énergies renouvelables depuis près de cinquante ans et est expert des questions liées à la transition éolienne et solaire. Désormais formateur en écoles d’ingénieurs, il est membre de l’association négaWatt, dont l’objectif est « de montrer qu’un autre avenir énergétique est non seulement réalisable sur le plan technique, mais aussi souhaitable pour la société ». Plaidoyer pour la transition éolienne et solaire est son premier essai.

Essai : Plaidoyer pour la transition éolienne et solaire
Editions : Rue de l’échiquier
Collection : Diagonales
Prix : 19,90 euros
Format : 140 x 210 mm
Nombre de pages : 256
Parution: le 22 mai 2026

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Dans un courrier adressé le 22 juillet au Premier ministre, l’Association des maires de Lot-et-Garonne (ADM 47) dénonce les récentes orientations gouvernementales concernant les filières du biogaz et du solaire. Les élus estiment que ces décisions fragilisent les investissements engagés dans les territoires ruraux et appellent à rétablir un cadre stable pour les projets d’énergies renouvelables.

Dans cette lettre signée par son président Guillaume Lepers, également maire de Villeneuve-sur-Lot, l’ADM 47 exprime sa « très vive inquiétude » face à des décisions qui, selon elle, compromettent durablement la transition énergétique dans les territoires ruraux. L’association considère que ces annonces interviennent à un moment particulièrement délicat, alors que les collectivités, les agriculteurs et les entreprises sont confrontés aux conséquences du changement climatique, à la volatilité des marchés de l’énergie et aux difficultés économiques du monde agricole.

Les filières du biogaz et du BioGNV dans la tourmente

Les élus pointent d’abord les récentes modifications des règles économiques applicables aux unités de méthanisation de taille moyenne. Selon eux, cette évolution remet brutalement en cause des projets portés depuis plusieurs années par des agriculteurs ayant investi pour diversifier leurs revenus, renforcer l’autonomie énergétique du pays et réduire la dépendance aux importations de gaz fossile.

Le courrier évoque également la taxation annoncée du BioGNV, qui risque, selon l’association, de fragiliser un écosystème construit progressivement autour de cette énergie renouvelable. Les maires rappellent que le BioGNV contribue à la décarbonation des transports tout en valorisant une ressource produite localement. Ils estiment que l’électrification des usages ne doit pas conduire à affaiblir les autres solutions bas carbone et plaident pour une diversification du mix énergétique.

Le solaire sur bâtiments au cœur des préoccupations

L’ADM 47 se montre tout aussi critique à l’égard des orientations annoncées pour le photovoltaïque sur bâtiments. L’association redoute qu’un arrêt des appels d’offres jusqu’à l’échéance présidentielle ne place une partie de la filière dans une situation de quasi-paralysie, avec des centaines de projets suspendus ou abandonnés.

Les élus rappellent que les installations sur toitures agricoles, industrielles ou publiques permettent de valoriser des surfaces déjà artificialisées, sans consommation supplémentaire d’espaces naturels ou agricoles. Elles procurent également des revenus complémentaires aux exploitants, aux collectivités et aux acteurs économiques locaux, tout en répondant à l’augmentation prévisible de la consommation électrique, notamment liée aux besoins de climatisation. À leurs yeux, privilégier exclusivement les centrales au sol reviendrait à se priver d’un gisement largement accepté par les populations et cohérent avec les objectifs de sobriété foncière.

Un appel à la stabilité réglementaire

Au-delà des aspects économiques, les maires alertent sur les conséquences de ces évolutions pour les territoires ruraux. Ils soulignent que de nombreuses communes comptent sur les retombées financières des projets de biogaz et de solaire pour maintenir leurs services publics et accompagner la transition écologique locale.

L’association appelle enfin le gouvernement à renouer le dialogue avec les représentants des filières et à garantir un cadre réglementaire « stable, lisible et prévisible ». Selon les élus, seule une politique fondée sur la confiance permettra de poursuivre les investissements indispensables à la décarbonation, à la souveraineté énergétique et au développement économique des territoires ruraux.

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Les prix de l’électricité en Europe du Sud-Est pourraient grimper de 60 % sur l’année en septembre, avec une moyenne d’environ 170-180 EUR/MWh, si les conditions actuelles de sécheresse persistent malgré leurs contraintes sur la production d’électricité, ont indiqué jeudi les analystes de Montel. En cause: l’étiage des fleuves et des rivières qui ne permet plus le refroidissement des centrales nucléaires de la région ! 

À court terme, « le marché prévoit la semaine du front hongrois autour de 180 EUR/MWh », estime un trader local, avec des prix sur la bourse Hupx comme référence régionale. C’est un fait les canicules successives et les sécheresses qui vont avec affectent la production nucléaire en Europe du Sud-Est. 

Les prix sont élevés en pleine sécheresse persistante, aggravée par une vague de chaleur, avec des niveaux de rivières bas affectant le refroidissement des réacteurs nucléaires, ce qui fait que 42% de la capacité de la région est désormais hors service, tandis que la production hydroélectrique est nettement en baisse en raison du manque de pluie.

Effondrement du Q4 ?

Compte tenu des conditions exceptionnelles, l’attention se porte de plus en plus sur le quatrième trimestre, où les traders voient la sécheresse comme le risque dominant, l’un d’eux prédisant un « effondrement » si elle se poursuivait. « Pour l’instant, en supposant les conditions hydrologiques moyennes, les prix du quatrième trimestre sont influencés par le gaz et la baisse des niveaux de réservoirs, ce qui les place autour de 160 EUR/MWh », a-t-il ajouté, ce qui représenterait une hausse de 44 % en glissement annuel. 

Un tel scénario obligerait probablement les gouvernements à imposer des coupes obligatoires de consommation et à plafonner les prix de l’électricité pour empêcher les producteurs d’exploiter les pénuries, similaires aux mesures introduites après la crise énergétique de 2022. 

Des pays comme la Hongrie et la Roumanie ont déjà exhorté les consommateurs à économiser l’électricité autant qu’ils le peuvent afin de maintenir les lumières allumées. Cela s’est produit alors que la centrale nucléaire hongroise de 2 GW Paks était partiellement hors service en raison de problèmes de refroidissement et, bien qu’il y ait eu peu de risques immédiats pour Kozloduy de 2 GW en Bulgarie, les traders ont souligné le réacteur en ligne restant à Cernavoda en Roumanie comme la principale incertitude à court terme.

Rationnement possible ? Merci le solaire grec et le stockage bulgare

« Si l’unité 2 de Cernavoda fait défaut, le gouvernement pourrait couper [l’approvisionnement des] utilisateurs finaux », confie un analyste, l’unité 1 de l’usine de 1,4 GW étant hors service en raison de la sécheresse. Plusieurs participants, quant à eux, ont souligné la flotte bulgare de 4 GW de stockage par batteries comme un facteur clé de stabilisation pour équilibrer l’approvisionnement énergétique de la région, les unités étant essentielles pour stocker des installations comme le solaire en période de faible demande. « Le solaire grec aide, mais sans batteries bulgares, une grande partie de cette énergie serait simplement gaspillée » souligne un expert. Le 5 août dernier, le cabinet de conseil Volue a précisé dans un rapport que si les contraintes nucléaires dans la région persistaient jusqu’à la fin du mois et que les vagues de chaleur augmentaient la demande de 10 à 15 %, les prix de l’électricité roumains pourraient grimper de 20 à 25 EUR/MWh et ceux de la Hongrie de 15 à 20 EUR/MWh – soit environ 40 % de plus en glissement annuel – au-dessus de sa prévision de base

    

Séduit par les économies attendues, Edwin Salas fait poser un premier panneau photovoltaïque sur sa maison, pratique en forte expansion aux Philippines, où l’électricité est la plus chère d’Asie du Sud-Est.

Des factures élevées renforcent l’intérêt résidentiel

Dans sa maison située à environ deux heures au sud de Manille, Edwin Salas, 46 ans, voit dans le solaire photovoltaïque un moyen de réduire sa dépendance au réseau. « Même si nous n’arrivons pas à ramener la facture à zéro, nous pourrons économiser beaucoup et avoir de l’électricité même pendant les coupures de courant », explique-t-il.

Le gouvernement philippin vise une part de 35% d’énergies renouvelables dans le mix électrique en 2030. Dans le Philippine Energy Plan 2023-2050, le ministère de l’Énergie retient aussi un objectif de 50% à l’horizon 2040 pour la production d’électricité renouvelable.

Le ministère de l’Énergie indique que les Philippines affichent les tarifs d’électricité les plus élevés d’Asie du Sud-Est. En juin 2026, le prix moyen de l’électricité y atteignait 12,43 pesos philippins par kWh, soit 0,09 peso par kWh de plus que Singapour, selon des données du ministère reprises par la presse philippine.

Les importations chinoises alimentent l’essor du marché

Le groupe de réflexion Ember classe les Philippines comme le deuxième acheteur mondial de panneaux solaires chinois en 2026, derrière les Pays-Bas. Selon son analyse, la puissance photovoltaïque installée sur toiture serait passée d’environ 721 MW début 2025 à près de 1,3 GW en avril 2026, soit environ 600 MW supplémentaires en un peu plus d’un an.

Les données des douanes chinoises consultées par l’AFP montrent une hausse plus large des exportations chinoises de cellules et panneaux solaires. De janvier à mai, elles ont atteint 13,96 milliards de dollars, contre 11,07 milliards de dollars sur la même période de l’année précédente, soit une progression de 26%.

Cette dynamique concerne fortement l’Asie du Sud-Est, où les distributeurs s’approvisionnent majoritairement en Chine. Le rapport d’Ember souligne que le marché philippin demeure au début de sa phase de déploiement, les volumes importés excédant nettement les capacités déjà posées.

Centres commerciaux et ménages cherchent d’abord des économies

Pour Brenda Valerio, directrice nationale de l’ONG New Energy Nexus, le changement de motivation est net. « Pendant des années, le solaire sur les toits était souvent présenté comme un choix environnemental (…) Aujourd’hui, c’est une réponse concrète à la pression financière », estime-t-elle.

Les grands groupes immobiliers philippins utilisent déjà leurs toitures commerciales. SM Investments Corp indique que plus de 200.000 panneaux couvrent environ 50% du mix énergétique de ses centres commerciaux, tandis que Robinsons revendique 28 centres commerciaux alimentés par l’énergie solaire et qu’Ayala dispose de panneaux sur les toits de 13 centres.

« Nous installons des panneaux solaires sur nos centres commerciaux uniquement pour réduire notre consommation d’énergie », déclare Frederic DyBuncio, président-directeur général de SM Investments Corp. Le dirigeant estime que la baisse du prix des modules doit permettre au pays « d’en tirer parti ».

Le financement et le raccordement freinent encore le déploiement

Le coût initial reste un obstacle pour de nombreux ménages philippins. Selon Brenda Valerio, un système résidentiel standard représente « peut-être entre 3.000 et 5.000 dollars », un niveau qu’elle juge « trop élevé » pour une famille de classe moyenne sans solution de financement.

Le gouvernement propose un dispositif de financement destiné aux fonctionnaires, a indiqué une porte-parole du ministère de l’Énergie, mais les autres ménages disposent de moins d’options. L’Institute for Climate and Sustainable Cities, basé à Manille, estime que le potentiel reste considérable, seulement 0,5% des surfaces de toiture disponibles étant aujourd’hui équipées pour accueillir des installations solaires.

Les délais administratifs constituent un second frein. « Le problème des toits solaires, c’est la paperasse », a déclaré en juin le président du Sénat philippin, Sherwin Gatchalian, qui demande une procédure d’autorisation plus rapide et plus simple.

Selon Brenda Valerio, les démarches liées au compteur et au raccordement au réseau, théoriquement réalisables en dix jours, peuvent atteindre jusqu’à huit mois dans certaines zones.

AFP.com

    

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.

    

Le 12 août prochain, en début de soirée, une partie de l’Europe sera traversée par une éclipse solaire. Un spectacle dont profitera la France, où le soleil sera occulté jusqu’à 99 %. Un phénomène aussi rare que fascinant, suivi de très près par les équipes de RTE au sein du dispatching électrique national. En cause : les variations de la production photovoltaïque qui seront assez limitées aux heures vespérales de l’éclipse !

Certains s’en souviennent peut-être : en 1999, à midi, le nord de la France était plongé dans le noir. Vingt-sept ans plus tard, c’est le nord de l’Espagne qui verra le soleil entièrement caché par la lune. Derrière ce phénomène naturel se cache un véritable défi pour le système électrique. En quelques dizaines de minutes, la baisse puis le retour de l’ensoleillement entraîneront des variations rapides de la production photovoltaïque. Un équilibre qu’il faut anticiper avec précision afin de garantir, à chaque instant, la sécurité d’alimentation des Français.

En 1999, RTE n’existait pas et le photovoltaïque n’en était qu’à ses balbutiements, avec 1 GW de puissance installé dans le monde. Les premières données qui nous permettent d’estimer l’impact d’une éclipse solaire totale en Europe remontent à 2014. L’éclipse partielle du 20 mars 2015 avait entraîné en France une baisse d’environ 2 000 MW de production photovoltaïque, tandis que l’Europe enregistrait une diminution de près de 35 GW. Grâce à une préparation minutieuse et à une coordination des gestionnaires de réseau à l’échelle européenne via le Réseau européen des gestionnaires de réseau(x) de transport d’électricité (ENTSO-E), le système avait été piloté sans difficulté en temps réel.

L’éclipse partielle de 2021 a confirmé les méthodes mises en place, avec un impact plus limité d’environ 550 MW en France. Lors de la dernière éclipse solaire vécue en France, l’année dernière, la mobilisation des équipes et les dispositifs d’anticipation ont une nouvelle fois permis d’assurer la continuité de l’exploitation. Chaque événement a ainsi permis d’affiner les méthodes de prévision et les dispositifs de conduite utilisés aujourd’hui.

Cette année, les prévisions réalisées par RTE montrent qu’en cas de ciel dégagé, la production photovoltaïque française pourrait diminuer d’environ 1 800 MW, et la production européenne de près de 9 700 MW au plus fort de l’éclipse, entre 19h30 et 21h30. Des estimations en deçà des baisses de 2015 et 2025, à un horaire favorable qui précède la tombée de la nuit.

Ce phénomène très attendu rappelle que le développement des énergies renouvelables conduit les équipes d’exploitation à intégrer de nouveaux paramètres dans la conduite du système électrique, à l’heure où la capacité solaire installée en France a dépassé les 30 GW. Une illustration concrète de l’anticipation, de la coordination européenne et de l’expertise mobilisées chaque jour pour assurer l’équilibre du réseau.

    

Sunrock annonce le déploiement de 4 projets solaires pour un client en France. Après le succès de leur collaboration en Allemagne et aux Pays-Bas, les deux partenaires étendent désormais leur expertise au marché français, en réponse aux ambitions de décarbonation et aux obligations réglementaires toujours plus exigeantes. Un partenariat stratégique au service de la transition énergétique !

La transformation des toitures en sources d’énergie renouvelable constitue une opportunité majeure pour les acteurs de l’immobilier industriel et logistique. Pour le client, ce partenariat porté par Sunrock répond à plusieurs enjeux stratégiques :

• Contribuer à la réduction de l’empreinte carbone de ses actifs immobiliers
• Valoriser ses portefeuilles immobiliers en répondant aux enjeux de transition énergétique et de décarbonation
• Offrir à ses locataires une énergie propre et locale, contribuant à réduire leurs coûts énergétiques et leur empreinte carbone

Une approche intégrée et clé en main

Sunrock pilote l’intégralité du cycle de vie de ces projets solaires : des études de faisabilité technique au financement, de la conception à la construction et à l’exploitation. Cette approche permet à son client de se concentrer sur son cœur de métier tandis que Sunrock assure le respect des délais et des normes techniques et réglementaires les plus exigeantes. Les quatre projets sont structurés en autoconsommation collective (ACC), permettant de valoriser directement l’électricité produite en complément d’une revente potentielle sur le marché. Cette configuration optimise la rentabilité du projet tout en maximisant l’impact environnemental local. 

« Nous sommes honorés de conduire cette expansion en France aux côtés de notre client. Ces quatre projets – dont un de plus de 8 MWc en Drôme, incarnent notre vision : transformer les toitures en moteurs de la transition énergétique locale. Nous maîtrisons l’ensemble de la chaîne de valeur : ingénierie, réglementation, financement, construction et exploitation. Notre objectif est simple : laisser notre client se concentrer sur son cœur de métier, tandis que nous gérons l’intégralité des complexités techniques et réglementaires », assure Nicolas Mercier, Directeur général de Sunrock France.

Quatre projets au calendrier diversifié

• Valence (Drôme) – 8,3 MWc : Avec 8,3 MWc, la centrale photovoltaïque construite par Centroplan France et installée en toiture d’un site logistique à Valence, figure parmi les plus grandes centrales photovoltaïques sur bâtiment actuellement en construction en France. Sa mise en service est prévue en octobre 2026. La centrale produira environ 11 000 MWh d’électricité verte par an, soit l’équivalent de la consommation de plus de 2 500 foyers, et permettra d’éviter l’émission de plus de 3 500 tonnes de CO₂ chaque année.
• Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône) – 2,3 MWc : Combinaison d’une ombrière solaire (963 kWc) et d’une centrale en toiture en ACC (1,35 MWc). La toiture est lauréate d’un tarif de rachat de la CRE (Commission de Régulation de l’Énergie).
• Saint-Maurice (Ain) : Valorisation d’une installation existante (500 kWc) complétée par une extension solaire développée par Sunrock (595 kWc supplémentaires). Travaux prévus sur 4 mois.
• Plessis-Paté – 0,725 MWc : Début des travaux fin juin 2026, livraison prévue en novembre 2026. Ce site accueille des locataires dotés de systèmes de refroidissement importants. La centrale photovoltaïque en autoconsommation collective leur permettra d’accéder à une boucle d’énergie auto-produite, qui pourrait contribuer de manière significative à réduire leurs coûts énergétiques et leur offrir un avantage compétitif.