Les vagues de chaleur de juin et juillet 2026 ont fortement mis sous pression les systèmes électriques européens. Selon une nouvelle étude d’Ember, la hausse de la demande liée à la climatisation s’est combinée à des contraintes sur le nucléaire, le gaz, le charbon et l’hydraulique. Dans ce contexte tendu, le photovoltaïque a joué un rôle déterminant pour préserver l’équilibre du réseau pendant la journée.

Les températures ont dépassé 40 °C dans plusieurs régions d’Europe, entraînant une forte progression de la consommation électrique. Ember estime que la demande quotidienne a augmenté jusqu’à 28 % en Italie, 23 % en Hongrie, 14 % en France et 13 % en Espagne par rapport à la semaine précédant les épisodes caniculaires. Les pointes de consommation ont également progressé, notamment de 14 % en Italie et de 9 % en France.

Dans le même temps, la chaleur et la sécheresse ont limité plusieurs moyens de production traditionnels. Les centrales thermiques, qui utilisent l’eau des rivières ou de la mer pour leur refroidissement, ont été particulièrement exposées. En France, jusqu’à 29 GW de capacité nucléaire étaient indisponibles le 12 juillet, dont une partie potentiellement affectée par les contraintes environnementales liées à la chaleur.

L’hydraulique a également souffert : la production européenne a atteint en mai, juin et juillet son plus bas niveau depuis au moins dix ans, conséquence de la sécheresse prolongée sur une grande partie du continent.

Le photovoltaïque à contre-courant

Le solaire est la seule grande source de production à avoir fait mieux que d’habitude pendant les canicules. Sa production quotidienne moyenne a été 17 % plus élevée en France et en Hongrie, et 5 % plus élevée en Espagne par rapport aux autres journées de juin et juillet. À l’échelle de l’Union européenne, le photovoltaïque a fourni 25 % de l’électricité en juin comme en juillet, avec des records mensuels de 52 TWh puis 55 TWh.

Cette production solaire a eu un avantage majeur : elle coïncide largement avec les besoins de climatisation. Elle a ainsi contribué à limiter les tensions et les prix pendant les heures diurnes.

Mais le rapport met aussi en évidence le talon d’Achille du système : le début de soirée. Lorsque le solaire décline alors que la demande reste élevée, les prix s’envolent. Ils ont ainsi atteint 313 €/MWh en France, 285 €/MWh en Italie et plus de 250 €/MWh en Espagne lors des épisodes les plus tendus.

Pour Ember, la réponse passe désormais par davantage de stockage par batteries, d’effacement et d’interconnexions. Le solaire a montré qu’il pouvait soutenir efficacement le réseau en période de chaleur extrême ; l’enjeu est désormais de prolonger cet avantage quelques heures après le coucher du soleil.

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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

    

Publiée initialement chez Fayard et aujourd’hui épuisée, la leçon inaugurale de Daniel Lincot fait l’objet d’une nouvelle édition par le Collège de France.

« La Terre baigne dans un océan d’énergie, celle de la lumière du Soleil. De nature extraterrestre, illimitée à notre échelle, celle-ci échappe de fait à la finitude des ressources terrestres.

Elle alimente depuis la nuit des temps les rêves de l’humanité d’une utilisation universelle et pacifique. La conversion photovoltaïque, grâce aux cellules solaires, permet pour la première fois dans l’histoire la transformation directe de l’énergie des photons en électricité.

De sa découverte en 1839 à son formidable essor actuel, cette leçon inaugurale retrace l’histoire de sa longue progression scientifique, technologique et sociale. Pressentie comme le futur pilier de la transition énergétique, l’énergie solaire permet d’envisager le passage d’un Anthropocène destructeur à un Héliocène réparateur.

Chercheur émérite au CNRS, membre de l’Académie des technologies, Daniel Lincot étudie l’interface entre la chimie et le photovoltaïque. Il a été professeur invité sur la chaire annuelle Innovation technologique Liliane Bettencourt du Collège de France, créée avec le soutien de la fondation Bettencourt Schueller, pour l’année académique 2021-2022. »

Première édition le 3 août 2025

Acheter le livre (12.00 €) sur le site du Collège de France

Consulter la version en ligne

    

Voltalia a conclu un accord sur les principales modalités d’un investissement pouvant atteindre 120 millions d’euros avec la Société Financière Internationale (SFI), membre du Groupe de la Banque mondiale. L’opération prendrait la forme d’actions de préférence émises par sa filiale Voltalia Management International B.V. (VMI), convertibles dans certains cas en actions ordinaires de Voltalia. Sa réalisation reste soumise à l’approbation des actionnaires lors de l’Assemblée générale du 17 septembre 2026 ainsi qu’à l’accord final de la SFI.

Un financement en deux tranches pour le solaire et le stockage

Le financement envisagé vise à soutenir la construction de nouvelles centrales d’énergies renouvelables et à accompagner la prochaine phase de croissance du groupe. Il serait déployé en deux tranches : une première de 75 millions d’euros, puis une seconde pouvant atteindre 45 millions d’euros, chacune pouvant être mobilisée en une ou plusieurs fois selon les besoins de Voltalia et la performance de ses activités.

Les fonds seraient exclusivement affectés à des projets répondant à des critères d’éligibilité convenus avec la SFI. Ils doivent notamment contribuer au lancement de nouvelles installations entre 2026 et 2028, en particulier dans le solaire photovoltaïque et les systèmes de stockage d’énergie par batteries (BESS), tout en soutenant le développement international de Voltalia.

L’instrument financier envisagé offrirait une rémunération de base de 6,5 %, susceptible d’être révisée à la hausse à partir des cinquième et septième anniversaires de la signature. Un ajustement serait également prévu en fonction de l’atteinte d’objectifs de performance en matière de développement durable.

Une conversion possible en actions Voltalia

Les actions de préférence pourraient être converties en actions ordinaires nouvelles de Voltalia dans des circonstances limitées, notamment en cas de certains événements de défaut ou, en tout état de cause, à compter du septième anniversaire du contrat de souscription. Le ratio de conversion et le nombre maximal d’actions nouvelles pouvant être émises seront déterminés avant la signature définitive.

Pour Robert Klein, directeur général de Voltalia, cette opération constituerait un financement de long terme destiné à soutenir la prochaine phase de développement du groupe tout en préservant une structure financière équilibrée.

L’Assemblée générale du 17 septembre 2026 devra se prononcer sur les résolutions nécessaires à la mise en œuvre du mécanisme de conversion, aux modifications statutaires associées et à la création d’une réserve spéciale. La documentation contractuelle étant encore en cours de finalisation, certaines modalités pourraient encore évoluer avant la convocation définitive des actionnaires.

    

Dans une industrie photovoltaïque européenne largement dominée par les importations asiatiques, Belga Solar fait figure d’exception. Installée à Baillonville, en Wallonie, l’entreprise, anciennement Evocells, demeure le dernier fabricant belge de panneaux photovoltaïques standards. Une résistance industrielle que Le Soir met en lumière dans un article publié le 9 août.

L’aventure commence en 2007 dans l’installation photovoltaïque. Confrontée à une qualité jugée parfois inégale des modules importés, l’entreprise décide progressivement de remonter la chaîne de valeur. Elle se tourne vers l’assemblage puis, en 2015, vers la fabrication de panneaux. En 2023, Evocells devient Belga Solar et investit environ un million d’euros dans une nouvelle ligne de production afin de changer d’échelle.

Une PME belge face aux géants asiatiques

Belga Solar annonçait alors une capacité de production de l’ordre de 50 MW par an. Des données plus récentes font état d’une capacité pouvant atteindre 200 000 panneaux annuellement, pour un effectif d’environ 26 personnes. Une production qui reste minuscule au regard des capacités des géants asiatiques, dont certaines usines se comptent désormais en dizaines de gigawatts.

La part de marché de Belga Solar en Belgique demeure ainsi inférieure à 1 %. D’où cette image d’« irréductibles » retenue par Le Soir : l’entreprise tente de préserver une fabrication locale dans un marché où les panneaux chinois exercent une pression considérable sur les prix.

Le problème est suffisamment sensible pour avoir été porté devant le Parlement wallon. Début 2025, une question parlementaire attirait l’attention du gouvernement sur les difficultés rencontrées par l’unique fabricant belge face à la concurrence chinoise et sur les accusations de ventes à perte formulées par son dirigeant.

Le prix ne peut plus être le seul critère

Pour Sébastien Mahieu, dirigeant de Belga Solar, l’enjeu concerne aussi les politiques d’achat européennes. Il a notamment regretté que des collectivités et organismes publics puissent continuer à privilégier essentiellement le prix dans leurs appels d’offres, conduisant mécaniquement à sélectionner des panneaux importés.

Faute de pouvoir rivaliser avec les volumes et les coûts des industriels asiatiques, Belga Solar mise sur d’autres arguments : production locale, traçabilité, qualité, durabilité et garanties. L’entreprise poursuit parallèlement son développement commercial et recrute notamment pour renforcer ses activités auprès des entreprises et des acteurs publics.

Une question qui dépasse largement la Belgique

Le cas Belga Solar illustre finalement l’une des contradictions de la politique industrielle européenne. L’Europe affirme vouloir reconstituer une chaîne de valeur photovoltaïque sur son territoire, mais ses fabricants restent confrontés à des prix de marché extrêmement bas et à des procédures d’achat encore largement fondées sur le moins-disant.

La question posée en Belgique vaut donc tout autant pour la France et le reste de l’Union européenne : à quoi bon soutenir financièrement la réindustrialisation photovoltaïque européenne si, au moment d’acheter les panneaux, leur origine industrielle, leur empreinte environnementale et leur contribution à la souveraineté européenne restent secondaires face au seul critère du prix ?

    

Confindustria Como, association des professionnels du textile italien, collecte actuellement des manifestations d’intérêt et prévoit de signer un PPA mutualisé dans environ 6 à 12 mois, à partir de cette étape jusqu’à la signature. Histoire de ne pas filer du mauvais coton!

« L’agrégation de la demande permet de transformer de nombreux petits consommateurs en des investisseurs pratiquement plus rentables, capables de négocier prix, durée et garanties d’origine à de meilleures conditions », a déclaré Antonio Sileo, directeur de l’observatoire de l’innovation énergétique chez le think tank I-Com, à Montel.

Protéger les entreprises de la volatilité en fixant les prix de l’électricité pendant environ 5 à 10 ans

Le programme, promu par la section textile de l’association patronale Confindustria avec The Fashion Pact et l’organisme de recherche Centro Tessile Serico Sostenibile, protégerait les entreprises de la volatilité en fixant les prix de l’électricité pendant environ 5 à 10 ans, selon Confindustria. L’offre de PPA devrait débuter dans la seconde moitié de 2027, selon les informations fournies à Montel. L’énergie représente environ 40 % des coûts d’exploitation du secteur, et les coûts ont augmenté de 35 % au cours des trois dernières années, selon les données. Une petite entreprise textile seule ne peut pas atteindre les volumes, garanties et budget structurel dont les promoteurs ont besoin, donc la demande est regroupée entre de nombreuses entreprises textiles de la région de Côme, a indiqué Confindustria Como.

Volume et crédit

« Seules, les petites entreprises ne peuvent pas accéder au marché PPA », précise Filippo Lazzarin, fondateur de J4 Energy, qui assure un soutien technique au dispositif. « L’agrégation des acteurs change les règles du jeu, elle garantit des volumes, réduit les coûts de transaction et rend accessible ce qui est aujourd’hui hors de portée », a-t-il noté. Aucune information n’était disponible sur le nombre total d’entreprises regroupées ni sur la date de signature. « Le principal avantage de l’APA agrégé est le volume agrégé d’appétit », poursuit Mathieu Ville, analyste indépendant de PPA. Il a ajouté que cela renforçait également le soutien au crédit, avec davantage d’entreprises garantissant la suppression.

Aucun jusqu’à présent

« En Italie, il n’y a pas de cas de PPA à long terme signés par des groupes de consommateurs du moins pour le moment », souligne Andrea Marchisio, associé chez Elemens. Les consortiums italiens avaient depuis longtemps des appels d’offres conjoints avec les compagnies d’électricité, mais seulement pour un ou deux ans de fournitures, a-t-il ajouté. Un décret gouvernemental récent a attribué le rôle de garant de la PPA et d’acheteur de dernier recours à l’agence d’État de l’énergie, GSE, ouvrant la voie à l’enregistrement des contrats auprès des agrégateurs, a précisé Marchisio. La mise en œuvre est attendue d’ici la fin de l’année, a-t-il ajouté.

Risque de complexité

Plus de contreparties signifiaient plus de complexité juridique, une gouvernance plus lourde et un risque accru de décalage entre des entreprises aux profils de consommation et solidité financière différents, confie Antonio Sileo. Malgré tout, l’intérêt pour les PPA agrégés en Italie augmentait dans les secteurs à forte consommation d’énergie et dans ceux confrontés aux exigences ESG des marques, a-t-il ajouté, notant que le succès dépendait moins de la promesse d’une énergie renouvelable moins chère que de la qualité de la structure des contrats.

    

L’éclipse solaire du 12 août 2026 avait conduit les gestionnaires de réseaux européens à anticiper une baisse pouvant atteindre 9,7 GW de production photovoltaïque à l’échelle du continent. Au lendemain du phénomène, les premières données montrent pourtant des situations très contrastées : la chute a été spectaculaire en Espagne, tandis qu’en France la courbe publiée par RTE ne laisse apparaître aucune rupture évidente. Une différence largement liée à l’heure tardive de l’éclipse.

Les réseaux électriques européens ont passé sans difficulté majeure le test de l’éclipse totale du 12 août. Le phénomène était particulièrement surveillé en raison de l’essor considérable du photovoltaïque depuis les précédentes grandes éclipses européennes.

À l’échelle du continent, les gestionnaires avaient estimé qu’environ 9,7 GW de production solaire pourraient momentanément disparaître. Au Royaume-Uni, le gestionnaire NESO avait notamment prévu une baisse d’environ 700 MW et mobilisé des réserves supplémentaires par précaution.

Mais l’effet effectivement observé dépend énormément de la localisation géographique et, surtout, du moment de la journée.

En Espagne, près de 15,5 GW disparaissent en une heure

C’est en Espagne que le phénomène est le plus spectaculaire. Le pays se trouvait directement sur la bande de totalité, l’éclipse totale traversant une grande partie de la péninsule au moment du coucher du soleil. La totalité s’est produite entre environ 20 h 26 et 20 h 33 selon les zones.

Selon les premières données communiquées après l’événement, la production photovoltaïque espagnole est passée d’environ 16 000 MW à 19 h 30 à seulement 500 MW vers 20 h 30. Soit une diminution proche de 15 500 MW en une heure.

Le réseau électrique espagnol n’a toutefois connu aucune perturbation. La baisse du solaire a notamment été compensée par une augmentation de la production hydraulique et des centrales à cycle combiné au gaz. Red Eléctrica avait préparé depuis plusieurs mois différents scénarios de fonctionnement du système pendant l’éclipse.

En France, où sont passés les 1 800 MW annoncés ?

La courbe RTE du 12 août ne montre pas de chute brutale de la production photovoltaïque au moment de l’éclipse : après un pic légèrement supérieur à 20 GW, la production décroît régulièrement jusqu’au soir. Les 1 800 MW de baisse anticipés correspondent toutefois à un écart par rapport à une production théorique sans éclipse, et non nécessairement à un creux visible sur la courbe. L’occultation ayant eu lieu en début de soirée, son effet a pu se confondre avec la baisse naturelle de la production solaire.

Pour mesurer précisément l’impact de l’éclipse, il faudrait donc comparer la production réelle à une courbe de référence sans éclipse, intégrant les conditions météorologiques du jour. Cette analyse doit aussi tenir compte du fait que les données RTE en temps quasi réel combinent mesures directes et estimations avant consolidation.

Une éclipse bien gérée par les gestionnaires de réseau

Le caractère tardif du phénomène explique en grande partie pourquoi l’éclipse de 2026 s’est révélée moins délicate pour le système électrique européen que ne l’aurait été une éclipse au milieu de la journée.

Même en Espagne, Endesa soulignait avant l’événement que son impact devait rester relativement limité précisément parce qu’il se produisait au coucher du soleil, à un moment où la production photovoltaïque décroît déjà rapidement.

Le contraste entre la France et l’Espagne fournit néanmoins une illustration particulièrement parlante des nouveaux enjeux liés à l’essor du photovoltaïque.

En Espagne, 15 GW de solaire peuvent désormais disparaître en moins d’une heure sous l’effet d’un événement astronomique exceptionnel, sans compromettre l’alimentation électrique grâce aux réserves et aux moyens flexibles du système.

En France, si l’éclipse a bien affecté le photovoltaïque français, son empreinte s’est remarquablement bien fondue dans le coucher naturel du soleil.

    

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.

    

D’après des calculs AFP, les fortes chaleurs et l’arrivée de méduses à Gravelines ont porté mercredi matin les indisponibilités environnementales d’EDF à un record.

Treize réacteurs concernés au pic du matin

Peu avant 10h00 mercredi 12 août, la puissance indisponible pour « contraintes environnementales » ou « causes externes liées à l’environnement » a atteint 20,4% du parc nucléaire d’EDF, d’après des calculs réalisés à partir des données publiées par l’électricien depuis 2015. Le précédent pic portait sur 12 réacteurs dans la nuit du 14 au 15 juillet.

Au total, 13 réacteurs étaient concernés mercredi matin. Huit tranches étaient totalement arrêtées, Bugey 3, Cattenom 1, Chooz 1 et 2, Golfech 2, Gravelines 2, 3 et 4, tandis que cinq autres fonctionnaient à puissance réduite, Saint-Alban 2, Tricastin 1 et 4, Gravelines 1 et 6.

Gravelines concentre l’aléa lié aux méduses

La majeure partie de la puissance manquante provient de Gravelines, plus grande centrale d’Europe occidentale, implantée sur le littoral de la mer du Nord. Cinq de ses six réacteurs ont été affectés par des indisponibilités fortuites, totales ou partielles, après l’arrivée de plusieurs tonnes de méduses dans les stations de pompage utilisées pour prélever l’eau de mer nécessaire au refroidissement.

EDF a indiqué mardi que l’épisode avait déclenché l’arrêt automatique des unités 3 et 4, conduit à l’arrêt de l’unité 2 et à une réduction préventive à 50% de la puissance de l’unité 1, sans conséquence déclarée sur la sûreté, le personnel ou l’environnement. Selon EDF, la centrale de Gravelines dispose de six réacteurs à eau pressurisée de 900 MWe et a produit 32,27 TWh en 2025.

Les unités 1 et 6 étaient revenues à pleine puissance autour de 10h00, tandis que Gravelines 5 restait en arrêt programmé pour maintenance. EDF avait présenté le 29 juin un dispositif renforcé de surveillance des méduses, avec un partenariat de 1,5 million d’euros sur trois ans avec France Pêche Durable et Responsable et un appui de la SNSM évalué à 30 000 euros par an.

Chaleur, sécheresse et limites de rejet

Hors Gravelines, les arrêts et baisses de charge sont liés aux fortes chaleurs et à la sécheresse, qui modifient la température ou le débit des cours d’eau utilisés par les centrales. Le parc nucléaire français compte 57 réacteurs, qui assurent environ 70% de la production nationale d’électricité, et tous sont installés en bord de fleuve ou de mer afin de refroidir les installations.

Lorsque les débits diminuent ou que la température des cours d’eau augmente, EDF peut être amené à réduire ou interrompre la production afin de respecter les limites environnementales applicables aux rejets. Ces contraintes portent sur les effluents chimiques ou radioactifs, ainsi que sur l’échauffement supplémentaire provoqué par le rejet des eaux de refroidissement.

La sensibilité du parc à ces paramètres environnementaux intervient alors que la disponibilité des tranches reste une variable centrale pour l’équilibre électrique. Dans son Bilan prévisionnel 2025, RTE indiquait que la cible de production communiquée par EDF pour 2026 et 2027 restait comprise entre 350 et 370 TWh, en incluant l’EPR de Flamanville.

Pour Gravelines 2, la reconnexion au réseau était prévue mercredi à 23h00.

A 19h45, ce mercredi soir le prix du marché spot de l’électricité a atteint 461,17€/MWh

AFP.com

    

Valeo, spécialiste mondial de la technologie automobile, s’est associé à Powen, développeur photovoltaïque, pour renforcer son engagement en faveur du développement durable et de l’efficacité énergétique. Cette collaboration porte sur un nouveau projet solaire d’autoconsommation de 7,8 Mégawatts développé dans le cadre d’un contrat d’achat d’électricité (PPA).

Réalisée en seulement six mois, l’installation comprend 11 622 panneaux solaires (705 watts chacun) au sol, deux centres de transformation (CT) de 4 000 kVA ainsi qu’une ne ligne souterraine de 6 000 mètres, 25 kV (traversant l’autoroute A-316).

« Ce projet illustre l’engagement de Valeo en faveur de la décarbonation »

L’usine Valeo de Martos est l’un des plus grands centres de R&D et sites de production du groupe dans le domaine de l’éclairage. Elle a adopté le modèle d’accord d’achat d’électricité (PPA) de Finlight, qui garantit une autoconsommation à 100 % de l’électricité propre produite sur un site externe situé à 6 000 mètres. Grâce à cette infrastructure, l’usine Valeo produit et autoconsomme désormais plus de 90 % de l’énergie produite par le site, soit un total de 13,52 GWh par an.

« Ce projet illustre l’engagement de Valeo en faveur de la décarbonation. L’obtention récente de la note « A » au classement du CDP pour le climat et la sécurité de l’eau confirme la pertinence de notre stratégie pour bâtir un modèle économique plus durable. Notre collaboration avec POWEN est un levier clé pour atteindre nos objectifs et nous maintient sur la trajectoire de la neutralité carbone » assure Manuel Sanchez-Gijón, Directeur national Espagne et Directeur général du site Valeo à Martos.

Le projet permettra d’éviter environ 3 350 tonnes d’émissions de CO₂ chaque année

Cette transition permet à l’usine de couvrir 16 % de ses besoins énergétiques totaux grâce à une énergie propre produite localement. L’impact environnemental est significatif : le projet permettra d’éviter environ 3 350 tonnes d’émissions de CO₂ chaque année, soit l’équivalent de plus de 134 000 arbres par an.

Álvaro del Río, directeur général du groupe Kishoa, a souligné : « Ce projet répond aux besoins énergétiques de Valeo, et illustre clairement comment les solutions photovoltaïques peuvent transformer le modèle énergétique de l’industrie et mettre en avant la valeur de notre produit le plus innovant, le PPA connecté. Nous sommes fiers de participer à cette transition vers un avenir plus durable. Avec ce projet, Powen renforce son rôle de référence dans le secteur photovoltaïque, en proposant des solutions innovantes qui favorisent l’autoconsommation, la décarbonisation et la compétitivité des entreprises. »