Lendocompany, qui regroupe les plateformes Lendosphere et Lendopolis, spécialiste français et européen du financement participatif dans les énergies renouvelables, a franchi à fin août le cap des 100 millions d’euros investis dans des opérations clôturées depuis le début de l’année, soit avec un mois d’avance sur 2025. Avec une collecte revue à la hausse !

S’agissant des encours collectés, ceux-ci présentent une progression de plus de 11 % par rapport à 2025 à la même date, témoignant de l’intérêt croissant des épargnants d’investir dans l’économie réelle et de financer des projets territoriaux, performants et dédiés à la transition énergétique. Le rendement brut moyen du premier semestre s’établit en moyenne à 7,01 %, avec une fourchette comprise entre 6 % et 8 % en fonction des projets et des maturités comprises entre 24 et 60 mois.

162 projets et des campagnes menées en un temps record

Depuis janvier 2026, 166 projets ont été présentés sur les sites de Lendosphere et de Lendopolis. Deux tiers concernent des projets solaires photovoltaïques (au sol, en ombrières, sur toiture, flottante) et un tiers des projets éoliens et des réseaux de chaleur. Cette diversité dans les infrastructures, ainsi que le nombre de projets en forte croissance, témoignent du dynamisme du secteur : 407 projets de transition énergétique ont été financés en 2025, contre 310 en 2024 dans le secteur. 

D’ailleurs, certaines campagnes suscitent un véritable engouement auprès des investisseurs et se clôturent en moins de 4 heures comme celle consacrée au financement de 14 projets photovoltaïques sur toitures et ombrières de parking qui a permis de rassembler 1,6 million d’euros, placés à 7,5% sur 2 ans.

47,8 millions d’euros d’intérêts versés

A ce jour sur les deux plateformes, 837 projets ont été remboursés intégralement sur les 1 717 financés, représentant 337,7 millions d’euros de capital remboursés et 47,8 millions d’euros d’intérêts versés aux investisseurs. A date, aucune perte définitive n’a été constatée.

    

Elon Musk affiche une ambition spectaculaire : porter les capacités annuelles de production d’équipements solaires de Tesla et de SpaceX à 100 GW chacune. Mais le dirigeant reconnaît que le photovoltaïque ne suffira pas, à court terme, à alimenter la croissance fulgurante des centres de données. Pour accélérer la mise en service de centrales à gaz, SpaceX veut désormais produire elle-même certains composants critiques des turbines. Une stratégie américaine qui invite aussi la France à réévaluer rapidement ses besoins électriques.

Sur son réseau social X, Elon Musk a dévoilé les deux piliers de sa stratégie énergétique : une montée en puissance massive du solaire, complétée pendant plusieurs années par le gaz naturel.

« SpaceX et Tesla développent chacune, aussi rapidement que possible, une capacité annuelle de production solaire de 100 GW. Toutefois, le gaz naturel restera nécessaire pendant encore plusieurs années pour compléter et accompagner la montée en puissance du solaire », écrit-il.

L’objectif de 100 GW par an avait déjà été évoqué par Elon Musk au début de l’année. Tesla a depuis dévoilé le projet Crystal Sun, une usine intégrée de cellules et de modules photovoltaïques envisagée dans le comté de Fort Bend, au Texas. Le projet représenterait un investissement total de 10,1 milliards de dollars, mais l’usine n’est pas encore en production et sa capacité industrielle exacte reste à confirmer.

SpaceX s’attaque au goulet d’étranglement des turbines à gaz

Aux États-Unis, la multiplication des centres de données consacrés à l’intelligence artificielle provoque une hausse très rapide de la demande d’électricité. Les installations photovoltaïques et les batteries devraient fournir une part croissante de cette énergie, mais leur déploiement ne permettra pas, à lui seul, de satisfaire immédiatement des besoins continus et considérables.

Elon Musk assume donc le recours temporaire au gaz naturel. Encore faut-il disposer des équipements nécessaires. Les fabricants de turbines sont confrontés à des carnets de commandes chargés et à des délais de livraison qui ne cessent de s’allonger.

« Le principal facteur limitant la fabrication des turbines à gaz réside dans la fonderie des aubes mobiles et fixes. En réalisant ces pièces en interne chez SpaceX, nous pouvons accélérer jusqu’à 18 mois la mise en service de nouvelles turbines à gaz, ce qui change profondément la donne », affirme Elon Musk dans son message publié sur X.

SpaceX ne se lance donc pas nécessairement dans la construction complète de turbines. L’entreprise entend d’abord internaliser la fabrication de leurs composants les plus difficiles à produire afin de raccourcir les délais d’approvisionnement.

En France, près de 18 GW de raccordements déjà signés

Cette accélération américaine doit également interpeller la France. RTE doit actualiser sa vision de l’évolution de la consommation électrique nationale. La question des centres de données y occupera nécessairement une place centrale.

Le gestionnaire du réseau de transport faisait état, au 1er juin 2026, de près de 18 GW de demandes de raccordement signées. Les demandes recensées, qu’elles aient ou non atteint ce stade contractuel, approcheraient au total 30 GW. La majorité des projets portent sur des puissances comprises entre 100 et 200 MW, tandis qu’une dizaine de dossiers dépassent 400 MW.

L’incertitude essentielle porte désormais sur la puissance que ces installations appelleront réellement. Certains professionnels contestent l’hypothèse d’un taux d’utilisation limité à 20 % de la puissance de raccordement et considèrent que les centres consacrés à l’entraînement des modèles d’IA pourraient fonctionner autour de 80 %.

Dans ce scénario maximal, 30 GW de centres de données appelant en moyenne 80 % de leur puissance consommeraient environ 210 TWh par an. Même les 18 GW déjà contractualisés représenteraient, avec le même taux d’utilisation, une consommation annuelle supérieure à 125 TWh.

L’argument de la surabondance électrique fragilisé

Ces ordres de grandeur remettent en question l’idée selon laquelle la France disposerait durablement d’une production électrique excédentaire. La faiblesse actuelle de la consommation, le retour de la production nucléaire et la multiplication des périodes de prix négatifs ont contribué à justifier le ralentissement du développement photovoltaïque.

Mais l’arrivée rapide de nouvelles consommations industrielles pourrait modifier profondément cet équilibre. Les centres de données, l’électrification de l’industrie, les transports et les bâtiments augmenteront les besoins, tandis que les canicules peuvent réduire simultanément la disponibilité de certains moyens conventionnels européens.

Le monde industriel semble déjà anticiper cette évolution. À Colmar, Liebherr-Components investit plus de 90 millions d’euros pour presque doubler, d’ici 2030, sa capacité de production de moteurs de grande puissance. Ces équipements sont notamment destinés aux groupes électrogènes alimentant les centres de données. Plus de 200 emplois doivent accompagner cette extension.

Elon Musk et Liebherr tirent finalement la même conclusion : la demande électrique liée à l’IA n’est plus une perspective lointaine, mais un marché industriel immédiat. La prochaine étude de RTE sera donc scrutée avec attention par les professionnels du solaire. Sous-estimer les consommations futures conduirait à freiner aujourd’hui des capacités de production dont la France pourrait avoir impérativement besoin dans quelques années.

    

Roland Lescure estime que l’opposition américaine aux centres de données pourrait gagner la France, les promoteurs devant convaincre localement, à l’image du nucléaire.

Une « licence sociale » à construire autour de l’IA

Le ministre de l’Économie Roland Lescure a reconnu mercredi, lors d’un point presse à San Francisco, que les réactions hostiles observées aux États-Unis contre les centres de données pouvaient émerger en France « sous différentes formes ». « Nous en sommes très conscients », a-t-il déclaré, en appelant les exploitants et constructeurs de ces infrastructures à mieux démontrer leurs bénéfices pour les territoires.

Selon le ministre, les projets liés à l’intelligence artificielle doivent obtenir une forme d’acceptation locale comparable à celle recherchée par d’autres grandes infrastructures énergétiques ou industrielles. Il a cité les centrales nucléaires des années 1970, le TGV des années 1980 et les parcs éoliens actuels comme exemples d’équipements ayant dû gagner leur « licence sociale » auprès des riverains.

Roland Lescure a insisté sur la nécessité, pour « quiconque installe un centre de données », d’expliquer les retombées locales attendues. Il a mentionné la création d’emplois et le partage de valeur comme arguments devant être présentés aux habitants concernés par ces implantations.

L’électricité française mise en avant auprès de la Silicon Valley

Le déplacement du ministre en Californie visait à rencontrer des acteurs de la Silicon Valley, alors que les besoins électriques de l’IA deviennent un sujet industriel et politique majeur. Roland Lescure a présenté la France comme un site d’accueil compétitif grâce à une électricité « décarbonée et bon marché », un réseau jugé « stable » et des procédures d’autorisation accélérées.

Le ministre a aussi mis en avant la chaîne industrielle française mobilisable pour ces projets, en citant Schneider Electric et Legrand. Ces entreprises participent, selon lui, à la construction des infrastructures de l’IA, dont les centres de données, avec des équipements électriques et numériques nécessaires à leur fonctionnement.

La consommation électrique des data centers en France métropolitaine a été estimée entre 4,3 et 6 TWh en 2024, soit 1 à 1,5 % de l’électricité consommée dans le pays, selon le Service des données et études statistiques publié en juillet 2026. Ce périmètre couvre 471 centres de données consommant chacun plus de 1 GWh par an.

Aux États-Unis, un débat déjà politisé

Les propos de Roland Lescure interviennent en parallèle d’une réunion du G20 organisée en Caroline du Nord, où les dirigeants de Nvidia, Meta et SpaceX ont demandé aux gouvernements d’accélérer la construction de centres de données. Ces installations concentrent une demande électrique croissante, portée par l’entraînement et l’usage massif des modèles d’intelligence artificielle.

Aux États-Unis, leur implantation est devenue un enjeu des élections de mi-mandat. Donald Trump a attaqué lundi les opposants à ces projets, en affirmant qu’ils finiraient « arriérés et pauvres ».

Roland Lescure a établi un parallèle avec l’acceptation progressive du parc nucléaire français dans certains territoires. « Cinquante ans plus tard, quand nous disons que nous allons en construire de nouvelles, ceux qui en ont déjà les veulent, parce qu’ils ont vu les retombées locales au fil du temps », a-t-il déclaré.

Bruxelles met en garde contre une concentration géographique

Interrogée mercredi en marge de la réunion du G20, Henna Virkkunen, vice-présidente exécutive de la Commission européenne chargée de la souveraineté technologique, a estimé qu’une concentration des centres de données dans quelques pays européens disposant d’une énergie bas carbone abondante ne constituait « pas une bonne solution ».

Cette position renvoie aux arbitrages européens entre souveraineté numérique, disponibilité foncière, raccordement électrique, refroidissement et accès à une production bas carbone. L’Ademe a publié en janvier 2026 une prospective sur l’évolution de la consommation des centres de données en France jusqu’en 2060, en intégrant notamment les effets possibles sur les émissions, l’eau, l’artificialisation des sols et la concurrence entre usages de l’électricité.

Roland Lescure a lié le développement de cette filière à l’objectif de créer de la prospérité en France pour financer le modèle social, qu’il a décrit comme « un peu cher », en utilisant le même registre économique que pour la relance du nucléaire.

AFP.com

    

Avec la disparition du guichet ouvert S21 pour les installations de 100 à 500 kWc et la multiplication des épisodes de prix négatifs, le stockage devient un élément central des nouveaux projets photovoltaïques. TECSOL consacrera, le jeudi 24 septembre 2026, une formation exceptionnelle aux dimensions techniques, économiques, juridiques et financières des systèmes hybrides associant solaire et batteries.

Le paysage du photovoltaïque français se redessine. La disparition du guichet ouvert S21 sur le segment de puissance compris entre 100 et 500 kWc modifie les conditions de développement des projets, tandis que la multiplication des prix négatifs sur les marchés de l’électricité fragilise la valeur de l’énergie injectée au moment où les centrales solaires produisent le plus.

Dans ce contexte, la rentabilité d’une installation photovoltaïque dépendra de plus en plus de sa capacité à adapter la production aux besoins et aux signaux du marché. Le stockage permet de conserver l’électricité solaire lorsqu’elle est abondante, puis de la restituer lorsque la consommation ou les prix sont plus élevés. Cette association ouvre la voie à de nouveaux modèles hybrides, aussi bien pour les petites installations que pour les centrales de plus grande puissance.

Afin d’accompagner les professionnels dans cette évolution, TECSOL organise, le 24 septembre prochain, une formation exceptionnelle en ligne intitulée « Photovoltaïque & Stockage ». Cette journée apportera une vision complète des enjeux techniques, juridiques, économiques et financiers liés au déploiement d’un projet associant une centrale solaire et un système de stockage.

Comprendre les technologies et concevoir l’installation

La matinée débutera par une présentation du marché français du photovoltaïque commercial et industriel. Les caractéristiques des différents segments seront analysées, ainsi que l’évolution attendue vers des projets combinant systématiquement production solaire, stockage et pilotage de l’énergie.

La partie technique présentera les principales technologies de stockage chimique, avec leurs avantages et leurs limites respectives. Les participants étudieront les composants d’un système photovoltaïque avec batteries ainsi que les différents schémas de raccordement possibles.

Une attention particulière sera portée aux critères de dimensionnement : capacité énergétique, puissance, profondeur de décharge, rendement, durée de vie et nombre de cycles. Les délais de déploiement et les obligations de sécurité seront également abordés, notamment la protection contre les surcharges et le risque d’incendie.

Sécuriser juridiquement et financièrement les projets

Le stockage ne se réduit pas au choix d’une batterie. Son intégration soulève des questions d’autorisation, de raccordement, de responsabilité et de fiscalité.

La formation précisera les démarches nécessaires à la réalisation d’un projet hybride, le rôle des différents acteurs et les principaux montages contractuels. Leurs avantages et leurs inconvénients seront étudiés sous l’angle de la répartition des risques et de la bancabilité.

Le statut du stockage dans une opération d’autoconsommation fera l’objet d’un développement spécifique, avec ses conséquences fiscales et tarifaires, notamment en matière de tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité.

L’après-midi sera consacré à l’économie des projets. Les coûts d’investissement et d’exploitation seront comparés aux différentes sources de revenus envisageables : augmentation du taux d’autoconsommation, décalage de la production solaire, arbitrage sur les marchés, mécanisme de capacité ou fourniture de services au système électrique.

Les participants apprendront à comparer la rentabilité d’une batterie autonome avec celle d’un système hybride photovoltaïque-stockage et à identifier les indicateurs essentiels à la décision d’investissement. Les conditions de financement des projets seront également examinées.

Des études de cas pour passer à la pratique

La dernière séquence permettra de mettre en application les connaissances acquises. Une première étude de cas portera sur le dimensionnement d’un système photovoltaïque avec stockage. Une seconde sera consacrée à l’intégration d’une batterie dans une opération d’autoconsommation collective.

L’objectif professionnel de la journée est de permettre aux participants de maîtriser les différentes étapes du déploiement d’un projet photovoltaïque associé à du stockage. Aucun prérequis n’est demandé. Les inscrits pourront transmettre à l’avance leurs attentes ou les problématiques qu’ils souhaitent voir abordées.

La formation sera évaluée par un quiz et un questionnaire de satisfaction. À son issue, chaque participant recevra le support pédagogique ainsi qu’une foire aux questions regroupant les interrogations formulées pendant la journée et les réponses des formateurs.

Informations pratiques

La formation se déroulera le jeudi 24 septembre 2026, de 9 heures à 12 h 15 puis de 13 h 45 à 17 heures, dans une classe virtuelle accessible par une salle Zoom Premium.

Le tarif est fixé à 250 euros HT par participant. Le référent pédagogique est Sébastien Decottegnie, ingénieur et responsable de la formation chez TECSOL.

Pour tout renseignement ou besoin spécifique, le service formation est joignable à l’adresse formation@tecsol.fr ou au 04 68 68 16 50.

Programme et inscription

    

Invité de BFM Business, Fabrice Coquio, président de Digital Realty France, a souligné l’ampleur des défis énergétiques soulevés par l’accélération des centres de données. Disponibilité de l’électricité, capacité des réseaux, développement des énergies renouvelables et programmation des infrastructures : l’essor de l’intelligence artificielle impose, selon lui, de raisonner désormais à l’échelle de plusieurs décennies.

Avec 14 centres de données en région parisienne et quatre à Marseille, Digital Realty occupe une place majeure sur le marché français. L’entreprise prévoit d’investir 5,2 milliards d’euros dans l’Hexagone, dont 4,2 milliards en Île-de-France et un milliard d’euros à Marseille.

Ces projets s’inscrivent dans une forte accélération des besoins liés au cloud et à l’intelligence artificielle. Mais leur réalisation reste tributaire d’une ressource essentielle : l’électricité. Selon Fabrice Coquio, la construction d’un centre de données nécessite déjà quatre à cinq ans lorsqu’aucune difficulté particulière de raccordement à RTE ou à Enedis ne vient perturber le calendrier.

Des centres de données qui sont d’abord des « usines électriques »

L’importance de l’énergie se retrouve dans la structure même des investissements. En dehors du coût du foncier, le génie civil représente environ 20 à 25 % du coût d’un centre de données. Le génie électrique en absorbe, à lui seul, près de 40 %, tandis qu’une vingtaine de pour cent est consacrée au refroidissement et au traitement de l’air.

« Ce sont véritablement des usines électriques », résume Fabrice Coquio. Leur fonction consiste à recevoir, distribuer et sécuriser l’électricité nécessaire aux serveurs de leurs clients, tout en évacuant la chaleur produite par les équipements informatiques.

Cette réalité prend une nouvelle dimension avec l’IA. Les opérateurs doivent aujourd’hui construire des bâtiments destinés à accueillir des générations de machines qui n’existent pas encore. Ils doivent donc anticiper leur puissance, leur densité énergétique et leurs besoins de refroidissement, alors que les technologies évoluent très rapidement.

Sept gigawatts de raccordement demandés en Île-de-France

Pour Fabrice Coquio, la France bénéficie d’un système électrique particulièrement structuré et d’une production abondante, notamment grâce au nucléaire. Le principal obstacle ne résiderait donc pas, à court terme, dans la quantité globale d’électricité produite, mais dans la capacité à l’acheminer jusqu’aux lieux où les centres de données souhaitent s’implanter.

L’ordre de grandeur évoqué au cours de l’entretien illustre l’ampleur du défi : les demandes de raccordement déposées auprès de RTE pour les seuls projets de centres de données en région parisienne représenteraient environ 7 GW. Une puissance comparable à la consommation actuelle de l’ensemble de l’Île-de-France.

« Les réseaux nationaux n’ont pas été conçus pour voir apparaître soudainement des besoins exprimés en gigawatts », observe le dirigeant. Les délais de raccordement deviennent ainsi un facteur déterminant dans le choix des implantations et le calendrier des investissements.

En Espagne, une obligation d’additionnalité renouvelable à l’étude

La situation est encore plus délicate dans certains pays européens, où les marges de production et les capacités du réseau sont plus limitées. Fabrice Coquio cite notamment le cas de l’Espagne, confrontée à une multiplication de projets de très grande taille.

Une disposition réglementaire y est à l’étude afin d’imposer aux nouveaux centres de données de compenser leur puissance de raccordement par la création d’une capacité équivalente de production renouvelable. Un projet de 100 MW devrait ainsi s’accompagner de 100 MW supplémentaires d’énergies renouvelables.

Fabrice Coquio juge cette logique intéressante. Elle permettrait de rapprocher le développement des infrastructures numériques de celui des moyens de production nécessaires à leur alimentation.

Programmer les besoins sur quinze à vingt ans

Au-delà des capacités de production, l’essor des centres de données soulève des questions d’acceptabilité, d’occupation du foncier et de concurrence entre les usages de l’électricité. Le président de Digital Realty France défend, sur ces sujets, davantage de transparence et de pédagogie auprès des populations concernées.

Il estime surtout que l’Europe occidentale ne pourra plus laisser ces implantations se développer au gré des seules opportunités foncières et électriques. Dans des territoires fortement urbanisés, où les ressources disponibles sont limitées, une programmation à quinze ou vingt ans devient indispensable.

Cette planification devrait coordonner le développement des centres de données, les capacités de production, les réseaux de transport et de distribution ainsi que les solutions de récupération de chaleur et de flexibilité.

L’enjeu dépasse désormais la seule industrie numérique. Avec une croissance annuelle du secteur pouvant atteindre 20 à 30 %, les besoins supplémentaires se mesurent en centaines de mégawatts. Pour Fabrice Coquio, il devient donc nécessaire d’organiser durablement la rencontre entre deux infrastructures stratégiques : le système numérique et le système électrique.

Article rédigé à partir de l’interview de Fabrice Coquio, président de Digital Realty France, diffusée sur BFM Business.

    

VIVESCIA et TSE annoncent la signature d’un partenariat destiné à développer des projets agrivoltaïques sur le territoire de la coopérative. Ce partenariat vise à accompagner les agriculteurs qui souhaitent développer cette solution afin de concilier production agricole et production d’électricité décarbonée. Les adhérents de la coopérative bénéficieront des retombées économiques issues de la société de codéveloppement, tandis que le territoire, notamment les collectivités locales, profitera de la valeur créée par ces installations (impôts locaux, taxes…).

Au sein de ce partenariat, VIVESCIA, Groupe coopératif agricole et agroalimentaire de dimension internationale avec 3,8 milliards d’euros de chiffre d’affaires et 4 000 collaborateurs, répartis sur 14 pays spécialisé dans la culture et la valorisation des céréales et des ingrédients, mettra à disposition sa connaissance des exploitations et du territoire pour identifier les projets pouvant répondre aux besoins de ses adhérents. TSE apportera son expertise dans le développement, le financement, la construction et l’exploitation des installations agrivoltaïques.

Accompagner les exploitations face aux défis climatiques

Sécheresses, canicules, épisodes de grêle ou de gel : les aléas climatiques se multiplient et fragilisent les exploitations agricoles. Selon les productions, l’agrivoltaïsme permet d’apporter une protection complémentaire face à ces phénomènes. En modulant l’ensoleillement et en limitant les pics de chaleur, les installations contribuent à réduire le stress thermique et hydrique des cultures, préserver davantage l’humidité des sols et limiter les besoins en irrigation. En élevage, elles offrent des zones d’ombre qui améliorent le confort des animaux lors des fortes chaleurs ou des épisodes de grêle ou de pluies.

« Ce partenariat illustre notre conviction que l’agrivoltaïsme ne peut se construire qu’en étroite collaboration avec les acteurs du monde agricole. Ensemble, nous proposerons des solutions qui protègent les cultures face aux aléas climatiques, apportent un revenu complémentaire aux exploitants et contribuent à produire une électricité française, compétitive et décarbonée. En conjuguant les expertises de VIVESCIA et de TSE, nous créons les conditions d’un développement durable au bénéfice des agriculteurs, des territoires et de la souveraineté énergétique française » assure Bertrand Drouot-l’Hermine, directeur général délégué au développement de TSE.  

Un revenu complémentaire pour renforcer la pérennité des exploitations

En complément des services apportés à la production agricole, les projets agrivoltaïques permettent aux exploitants de bénéficier d’un revenu supplémentaire, indépendant des aléas climatiques et de la volatilité des marchés agricoles. Ce revenu peut contribuer au financement de nouveaux investissements, à la modernisation des exploitations ou encore à préparer leur transmission, dans un contexte où près de deux agriculteurs sur trois atteindront l’âge de la retraite d’ici 2030. Le partenariat entre VIVESCIA et TSE s’inscrit dans cette volonté d’accompagner les agriculteurs le long terme, en proposant des projets adaptés aux réalités de chaque exploitation.

Une coopération fondée sur des expertises complémentaires

VIVESCIA et TSE travailleront conjointement sur l’ensemble des étapes de développement des projets : identification des opportunités, concertation avec les agriculteurs et les collectivités, programmes de recherche et de suivi agronomique. Cette complémentarité entre l’expertise agricole de VIVESCIA et le savoir-faire reconnu de TSE en matière d’agrivoltaïsme permettra de développer des projets répondant pleinement aux exigences de la loi APER et de ses décrets d’application. L’agrivoltaïsme développé par TSE permet la coactivité d’une production agricole durable et d’une électricité française, décarbonée, compétitive et souveraine.

« Ce partenariat avec TSE s’inscrit pleinement dans notre mission de coopérative : créer de la valeur durable pour les agriculteurs-coopérateurs et les accompagner dans leurs transitions. En conjuguant nos expertises, nous souhaitons leur proposer des solutions adaptées aux réalités de leurs exploitations, au croisement des enjeux de compétitivité, durabilité et innovation. Cette coopération illustre notre engagement dans le temps long, au service du développement de nos territoires, de la résilience de l’agriculture et de la transition énergétique » ajoute Cédric Cogniez, directeur général des activités agricoles et filières céréalières de VIVESCIA

    

SeeYouSun et la SERL Énergies livrent des ombrières solaires à Communay, dans le Rhône. Des solutions concrètes esthétiques qui conjuguent usages quotidiens, production et consommation d’énergie à destination du collectif !

La réalisation solaire en ombrières de Communay produira 754 MWh par an d’énergie renouvelable, soit l’équivalent de la consommation électrique de 330 habitants (hors chauffage). Outre la valorisation d’un espace commun, la production et le partage au local d’une énergie décarbonée, les ombrières permettront de protéger les habitants et les joueurs (de pétanque et de tir à l’arc) des intempéries et fortes chaleurs. Les ombrières du parking peuvent par ailleurs se prêter à l’organisation d’évènements en extérieur comme les vide-greniers ou les marchés nocturnes. Des infrastructures qui font de Communay une ville solaire, capable d’offrir des services favorisant le lien social et améliorant concrètement le cadre de vie des habitants. 

« Notre ambition est de donner vie aux premières villes solaires partout en France. Des villes où le soleil nous permet non seulement de produire notre énergie au local, mais aussi de la partager et d’offrir de nouveaux services aux populations. Communay confirme ici son engagement avec un lieu à la fois beau, autonome, producteur d’énergie et propice au renouveau des liens sociaux » confie François Guérin, président de SeeYouSun :

Une synergie d’experts engagés en faveur des villes solaires et de la souveraineté énergétique

Pour mener à bien ce projet, la collectivité s’est appuyée sur deux entreprises partenaires : l’opérateur solaire SeeYouSun, qui déploie des centrales photovoltaïques (de l’étude jusqu’à la valorisation de l’énergie) ainsi que des infrastructures de mobilité électrique et la Société d’Économie Mixte SERL qui a pour mission d’accompagner les collectivités locales dans le développement des énergies renouvelables sur leur territoire. 

Ces experts ont pris en charge l’ensemble du processus : réalisation d’une étude de potentiel, conception, construction et installation des ombrières, organisation du raccordement au réseau, exploitation et entretien de la centrale pendant 30 ans via une convention d’occupation temporaire. Les fondations des ombrières et travaux de voirie ont été confiées au terrassier FTTP, la fabrication de la charpente à AFMS et le montage réalisé par Liyaness Charpente. Les travaux d’électricité ont été réalisés par Grivale Energies et le bardage bois par l’artisan iwoodlove. 

« Aménageur de longue date de quartiers durables, la SEM SERL s’est donnée les moyens de s’affirmer dans la production d’énergies renouvelables décarbonées. En proposant un modèle de tiers-investissement, permettant de prendre en charge l’investissement et l’exploitation, SERL Énergies facilite le développement et l’intégration des énergies renouvelables dans les projets du Groupe SERL ou ceux de ses clients partenaires, comme ici à Communay » précise David Bellanger, Directeur de l’Investissement et de l’Immobilier du Groupe.

    

28 ans après sa dernière édition à Agen, le concours national de la Blonde d’Aquitaine fait son grand retour en Lot-et-Garonne du 4 au 6 septembre 2026.140 éleveurs, 500 animaux, des participants venus de toute la France et de l’étranger : c’est dans ce contexte de retrouvailles pour la filière bovine que BâtiAgricole, la marque de Cancé dédiée aux bâtiments agricoles, sera présente pour échanger avec les éleveurs sur les défis concrets de leur exploitation. Alors solaires ou pas solaires les bâtiments ?

Le retour du National Blonde à Agen intervient dans un contexte difficile pour le monde agricole. Sécheresses à répétition, épisodes de grêle et de gel, températures extrêmes : le dérèglement climatique affecte directement la production. Certains élevages bovins voient leurs AOP menacées, faute de pouvoir garantir les temps de pâturage sur herbe fraîche exigés par les cahiers des charges. Pour les producteurs de fruits à coque, protéger les récoltes des aléas devient une priorité aussi urgente que la question énergétique.À cela s’ajoute notamment l’instabilité du marché photovoltaïque : avec 1 projet sur 5 seulement retenu lors de la dernière période PPE2 (CRE, juillet 2026), le modèle du bâtiment agricole financé par un projet solaire montre ses limites. Les exploitants ont besoin de construire mais ils ne peuvent plus conditionner cet investissement à l’obtention d’un contrat de revente d’énergie.

Le bâtiment agricole : protéger d’abord, produire ensuite

Face à ces réalités, BâtiAgricole défend une approche simple : le bâtiment d’abord, dimensionné pour son usage agricole c’est-à-dire abriter les animaux, stocker le fourrage, sécher les récoltes, garantir le bien-être des bêtes comme des équipes. 90 % des bâtiments BâtiAgricole sont PV Ready, à savoir déjà conçus pour accueillir des panneaux solaires, mais le photovoltaïque reste une option, pas une condition : l’exploitant garde la capacité d’y ajouter du solaire quand l’équation est favorable pour lui, sans renforcement coûteux de la structure.

L’autoconsommation : l’énergie là où elle est utile

Pour les élevages en particulier, l’autoconsommation photovoltaïque obéit à une logique imparable : quand les animaux ont le plus besoin de ventilation et de rafraîchissement, lors des pics de chaleur, la production solaire est elle aussi à son maximum. L’énergie produite est consommée sur place, au moment exact où elle est nécessaire. Pour certains élevages, l’installation peut s’autofinancer en quelques années grâce aux économies sur la facture électrique, sans dépendance aux aléas des appels d’offres. Et pour ceux qui produisent au-delà de leurs besoins, l’autoconsommation collective permet de valoriser l’excédent auprès des voisins : le circuit court de l’énergie, appliqué au territoire en proximité des exploitations agricoles.

« Chaque bâtiment compte »

Sur 400 000 exploitations agricoles françaises, 50 000 seulement sont aujourd’hui raccordées au photovoltaïque. Pour celles qui envisagent un nouveau bâtiment, intégrer cette dimension dès la conception coûte en moyenne 10 % de plus sur la structure mais évite une rénovation beaucoup plus coûteuse a posteriori. 

« Chaque bâtiment compte. Qu’il s’agisse d’un petit hangar ou d’une vaste stabulation, notre exigence reste la même : accompagner chaque client du croquis à la livraison, avec écoute, rigueur et respect des délais. Nous veillons surtout à maintenir une offre abordable, nous savons que c’est stratégique dans un contexte de marché très instable » explique Sophie Bourème, Directrice de BâtiAgricole.

BâtiAgricole sur le National Blonde d’Aquitaine

L’équipe BâtiAgricole sera présente sur les trois jours de l’événement pour rencontrer éleveurs, exploitants et partenaires de la filière. Un moment d’échange direct, au plus près des réalités de terrain, qui nourrit la nécessaire évolution du foncier agricole.

    

Face à l’essor des énergies renouvelables et à la hausse rapide de la consommation électrique des centres de données, les capacités de raccordement deviennent un enjeu majeur en Europe. À l’occasion du CIGRE 2026, organisé du 23 au 28 août au Palais des Congrès de Paris, CHINT a présenté une gamme complète de solutions de transport et de distribution destinées à accélérer la modernisation des réseaux.

Présent au niveau 1 du Palais des Congrès, sur le stand A196, CHINT a réuni des représentants de grands énergéticiens, des gestionnaires de réseaux et des spécialistes des infrastructures électriques. Le groupe, spécialisé dans les solutions énergétiques intelligentes et les équipements de transport et de distribution, y a également organisé une table ronde consacrée à la résilience des réseaux.

Intitulée « La résilience des réseaux à la croisée des chemins : modernisation, énergies renouvelables, MACF, transformation de la demande sous l’effet de l’IA et nouvelles approches de l’investissement », cette rencontre a mis en lumière les contraintes physiques qui pèsent désormais sur la transition énergétique européenne.

Le réseau, nouveau goulet d’étranglement de la transition énergétique

Les réseaux européens doivent relever simultanément deux défis : intégrer des volumes croissants d’électricité renouvelable et répondre à l’augmentation de la demande, notamment celle des centres de données dédiés à l’intelligence artificielle.

Dans plusieurs grands pôles économiques européens, les délais de raccordement peuvent désormais atteindre sept à dix ans. Selon les données citées par CHINT, plus de 1 500 GW de projets d’énergies renouvelables seraient actuellement engagés dans des files d’attente de raccordement en Europe. Dans le même temps, la puissance informatique des centres de données européens pourrait atteindre 35 GW à l’horizon 2030.

Cette situation place la capacité des réseaux au cœur des enjeux de compétitivité industrielle et numérique. Les investissements nécessaires à leur modernisation et à leur extension sont estimés entre 650 et 900 milliards d’euros en Europe pour la période 2026-2035.

Les outils numériques, les algorithmes d’intelligence artificielle et les jumeaux numériques peuvent améliorer la prévision, la conduite et la maintenance des réseaux. Ils ne dispensent toutefois pas de renforcer les infrastructures physiques : transformateurs de puissance, appareillages de commutation, postes électriques et équipements de protection.

« Le goulet d’étranglement ne se situe plus seulement au niveau des capacités de production, mais aussi dans les réseaux. Les infrastructures européennes n’évoluent pas au même rythme que la demande », souligne Beibei Zheng, vice-présidente de CHINT Global. Selon elle, les gestionnaires de réseaux ont besoin de partenaires capables de fournir rapidement des solutions intégrées, fiables et durables, en s’appuyant sur des équipes locales et des chaînes d’approvisionnement résilientes.

Une offre couvrant toute la chaîne du transport et de la distribution

Au CIGRE 2026, CHINT a présenté un portefeuille destiné aux gestionnaires de réseaux de transport et de distribution ainsi qu’aux entreprises d’ingénierie et de construction. L’objectif affiché consiste à augmenter la capacité, la flexibilité et la stabilité des infrastructures existantes, tout en préparant leurs extensions futures.

Pour les réseaux à haute et très haute tension, le groupe a notamment exposé un transformateur de puissance immergé dans l’huile de 1 000 kV, conçu pour limiter les pertes et les nuisances sonores. Son offre comprend également des transformateurs de 750 kV utilisant une huile à base d’ester naturel.

CHINT développe parallèlement une gamme d’appareillages moyenne et haute tension sans hexafluorure de soufre, ou SF6. Ce gaz, traditionnellement utilisé pour ses propriétés isolantes, possède un pouvoir de réchauffement climatique particulièrement élevé. Parmi les équipements présentés figuraient des cellules en anneau de 24 kV ainsi que des postes sous enveloppe métallique de 145 et 420 kV fonctionnant sans SF6.

Le groupe a également mis en avant des solutions destinées au stockage d’énergie et aux infrastructures numériques : systèmes de stockage en cascade, postes intégrés dotés de convertisseurs de puissance de 13,8 MW, transformateurs statiques, disjoncteurs à semi-conducteurs et modules électriques préassemblés pour centres de données.

Une présence déjà établie sur les réseaux européens

CHINT affirme disposer de plus de dix années d’expérience dans le déploiement d’équipements de transport et de distribution en Europe. Ses matériels haute tension sont déjà utilisés dans plusieurs projets importants : un contrat-cadre portant sur 147 transformateurs en Italie, des lots haute tension en France, des transformateurs destinés à l’intégration de parcs solaires et éoliens en Allemagne et en Espagne, ou encore des raccordements d’installations de stockage en Pologne.

L’entreprise participe également à des projets de transport d’électricité aux Pays-Bas, en Suède et en Grèce. Pour répondre aux délais d’approvisionnement, qui peuvent atteindre deux à quatre ans chez certains équipementiers européens, CHINT met en avant une capacité mondiale de production supérieure à 10 000 unités par an.

Le groupe indique que ses gammes moyenne et haute tension disposent de certifications indépendantes KEMA conformes aux normes IEC. Il revendique également, selon les projets, une réduction de 20 à 35 % du coût total de possession, associée à des délais de livraison raccourcis. Ces performances reposeraient sur la combinaison de capacités industrielles mondiales et d’équipes d’ingénierie implantées en Europe.

Vers des réseaux plus intelligents, flexibles et résilients

Organisée le 25 août sur le stand de CHINT, la table ronde a permis d’aborder la modernisation des réseaux, l’intégration des renouvelables, les conséquences du mécanisme d’ajustement carbone aux frontières ainsi que l’évolution des priorités d’investissement des gestionnaires d’infrastructures.

La hausse de la consommation des centres de données dédiés à l’IA a occupé une place centrale dans les échanges. Elle oblige les opérateurs à anticiper de nouveaux besoins de raccordement, mais aussi à rechercher des solutions permettant d’utiliser plus efficacement les infrastructures existantes.

« Le prochain défi ne consiste pas simplement à construire davantage d’infrastructures, mais à bâtir un réseau beaucoup plus intelligent, résilient et flexible », a conclu Michel Serra, président de SuperGrid Institute.

Une évolution qui suppose d’associer plus étroitement les outils numériques à des équipements électriques capables de répondre aux nouvelles contraintes de puissance, de flexibilité et de sécurité d’approvisionnement.

Référence : Commission européenne, ETIP SNET, Unlocking the potential of AI and generative AI in European smart grids – A strategic position paper and guide for action, 2025.

    

Alors que les investissements dans les infrastructures photovoltaïques et les systèmes de stockage s’accélèrent partout dans le monde, un facteur technique reste largement sous-estimé : la qualité de l’énergie injectée sur le réseau. ABB met en lumière l’impact des distorsions harmoniques sur les performances des centrales solaires et démontre qu’une réduction du taux de distorsion harmonique (THD) permet d’améliorer significativement la production d’énergie et la durée de vie des équipements. Un enjeu appelé à prendre de l’ampleur !

Le développement massif des énergies renouvelables transforme profondément les réseaux électriques. D’ici 2030, plus de 1,67 million d’onduleurs destinés à la production décentralisée d’énergie renouvelable devraient être raccordés aux réseaux électriques dans le monde. Ces équipements jouent un rôle essentiel dans la conversion du courant continu produit par les panneaux photovoltaïques en courant alternatif injecté sur le réseau. Toutefois, cette conversion génère des harmoniques électriques qui peuvent dégrader les performances des installations et affecter la stabilité du réseau.

Des pertes énergétiques souvent invisibles

Les harmoniques augmentent les pertes électriques au niveau des câbles, transformateurs et composants de puissance. Elles peuvent également provoquer des phénomènes de surchauffe, de vibration mécanique et d’usure prématurée des équipements. Selon une étude indépendante réalisée par le cabinet ATA pour ABB, les pertes liées aux harmoniques peuvent représenter jusqu’à 0,35 % de la production annuelle d’énergie d’une centrale photovoltaïque lorsque des onduleurs standards sont utilisés. À l’échelle d’une centrale de plusieurs centaines de mégawatts, cela représente plusieurs centaines de milliers d’euros de revenus potentiels sur la durée de vie de l’installation.

La qualité de l’énergie, un nouveau critère de compétitivité

Les résultats de l’étude montrent qu’un onduleur à très faible taux de distorsion harmonique permet non seulement d’améliorer le rendement énergétique mais également de renforcer la fiabilité des infrastructures électriques. Les simulations réalisées sur des centrales photovoltaïques en Espagne et en Australie démontrent que les onduleurs ABB Proteus peuvent générer jusqu’à 0,35 % d’énergie supplémentaire par rapport à certains équipements standards présents sur le marché. Sur une centrale de 210 MW, ce gain peut représenter jusqu’à 348 000 euros de revenus supplémentaires par an selon le prix de l’électricité.

Des normes qui ne reflètent plus la réalité technologique

ABB souligne également que les principales normes internationales relatives aux harmoniques ont été conçues à une époque où les fréquences de commutation des onduleurs étaient beaucoup plus faibles. Aujourd’hui, certains équipements respectent les exigences réglementaires tout en générant des perturbations à des fréquences qui ne sont pas prises en compte dans les référentiels actuels. Pour ABB, l’évolution des infrastructures énergétiques nécessite désormais une approche plus exigeante intégrant la performance harmonique réelle des équipements tout au long de leur cycle de vie. 

« Dans les projets photovoltaïques et de stockage, la performance ne se résume plus à la puissance installée ou au rendement nominal des équipements. La qualité de l’énergie devient un critère stratégique. Réduire les pertes harmoniques permet non seulement d’augmenter la production d’énergie, mais aussi de préserver les infrastructures critiques et d’améliorer la stabilité des réseaux électriques », précise Alexandre Ruinart chez ABB France.