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

    

Cette semaine, le conflit autour d’Ormuz a changé d’échelle : pétroliers iraniens détruits, navires visés dans le Golfe, et un second front ouvert en mer Rouge avec la prise de Bab el-Mandeb par les Houthis. Le prix du brut a dépassé 107 $ le baril, le gaz européen a franchi 80 €/MWh pour la première fois depuis 2023, et l’électricité a suivi sur toutes les échéances. Macroéconomie & Géopolitique de l’énergie !

Samedi 5 septembre, les États-Unis frappaient trois pétroliers iraniens ; lundi 07 septembre, Téhéran annonçait des discussions avec Oman sur Ormuz en « phase finale ». L’escalade s’est jouée mardi et mercredi. Après deux tirs de missiles balistiques contre un destroyer américain, le CENTCOM a détruit cinq pétroliers liés aux Gardiens de la Révolution, dans le golfe d’Oman et près de l’île de Kharg. L’Iran a répliqué en visant une dizaine de navires près d’Ormuz et en sommant les équipages des ports du Koweït et de Bahreïn d’abandonner leurs navires. Le front s’est ensuite dédoublé. Lundi, les Houthis frappaient l’Arabie saoudite, dont la raffinerie de Jizan pour la seconde fois en un mois. Jeudi, ils prenaient Moka et l’île de Mayun, au cœur de Bab el-Mandeb : c’est la sortie du brut saoudien depuis Yanbu, où Riyad avait redirigé ses exportations en portant son oléoduc Est-Ouest de 5 à 7 millions de barils/jour. Les deux routes de sortie du Golfe sont sous menace ; le Brent a bondi de 6,3% ce jour-là.

L’énergie dicte le tempo des banques centrales

La BCE a relevé ses taux de 25 points de base jeudi, à l’unanimité : inflation de la zone euro à 3,3% en août contre 2,9% en juillet, énergie à 14,3%. Aux États-Unis, l’inflation tient à 3,4% sur un an, l’essence pesant pour un tiers de la hausse mensuelle, et les marchés donnent 85% de probabilité à une hausse de la Fed la semaine prochaine. L’euro est resté stable à 1,160 dollar : pas d’effet de change cette semaine. Reste que les marchés européens de l’énergie viennent de franchir plusieurs seuils d’alerte. En quelques jours, la hausse des prix du gaz s’est brutalement transmise à l’électricité française, faisant ressurgir le risque d’un nouveau choc énergétique pour les entreprises à l’approche de l’hiver.

Électricité : +13,1 % sur les prix de 2027 et +11,3% sur les prix d’octobre 2026

L’électricité d’octobre est passée de 130,19 à 144,94 €/MWh. Contrairement à la fin août, où seule l’échéance courte bougeait, la hausse gagne cette fois toute la courbe : 89,54 €/MWh pour 2027, 63,35 €/MWh pour 2028 (+12,9%). L’électricité a même progressé un peu plus vite que le gaz sur 2027. Ce n’est plus la météo qui tire les prix vers le haut : les températures sont revenues à la normale (18,3°C contre une normale de 18,4°C), après une semaine à +4,6°C.

La disponibilité nucléaire reste en revanche basse, à 38,4 GW contre 38,7 GW, soit environ 61% d’un parc de 63 GW. Avec un nucléaire dégradé, le prix de l’heure se cale plus souvent sur les centrales à gaz, dont le combustible a renchéri de 11% : davantage d’heures se paient au prix fort, et sur toutes les échéances puisque c’est le gaz 2027 et 2028 qui monte. Les interconnexions avec l’Allemagne et l’Italie, aux mix plus fossiles, tirent dans le même sens.

C’est au-delà de 2028 que la semaine se distingue. Le calendaire 2029 gagne 9,4% à 58,60 €/MWh et le 2030 6,1% à 59,49 €/MWh. Il y a une semaine, ces mêmes échéances ne prenaient que 2,5% et 0,5% : le mouvement s’arrêtait à l’horizon de la contrainte identifiée. Le marché intègre désormais dans ses prix une crise qui dure, qui s’étend à de nouvelles infrastructures, et dont l’issue ne se laisse plus rattacher à une date. Le gaz est au cœur de cette nouvelle flambée. 

Le TTF Month-Ahead européen a dépassé les 80 €/MWh et atteint 83,06 €/MWh jeudi, son plus haut niveau depuis décembre 2022. Cette accélération intervient alors que l’Europe aborde l’automne dans une situation particulièrement vulnérable : les stocks européens de gaz ne sont remplis qu’à 67,6 %, leur niveau le plus faible à cette période depuis le début des relevés en 2011. Dans le même temps, les tensions géopolitiques continuent de peser sur les approvisionnements.

Pourquoi la situation devient-elle urgente pour les entreprises françaises ?

Parce que la hausse du gaz se transmet désormais directement au prix de l’électricité. La disponibilité réduite du parc nucléaire français limite actuellement sa capacité à jouer son rôle d’amortisseur : lorsque le nucléaire ne suffit plus à couvrir les besoins, les centrales à gaz contribuent à fixer le prix marginal de l’électricité. Le risque dépasse donc largement le seul secteur énergétique. Pour les entreprises fortement consommatrices, cette remontée brutale peut rapidement peser sur les coûts de production, les marges et les décisions d’investissement. La demande de gaz recule d’ailleurs déjà dans plusieurs secteurs industriels français, notamment le papier-carton, l’automobile et le verre. Pour contrer cette volatilité dirimante à une gestion apaisée des entreprises, l’autoconsommation solaire permet de fixer le prix de l’électricité pour 20 ans sur une grande part des consommations. Vraisemblablement, la solution la plus rapide à installer pour éviter une crise énergétique !

    

La croissance rapide des centres de données et de l’intelligence artificielle commence à inquiéter Bruxelles. Teresa Ribera, vice-présidente exécutive de la Commission européenne chargée d’une transition propre, juste et compétitive, estime nécessaire d’ouvrir rapidement le débat sur leur régulation afin d’éviter des effets négatifs pour l’ensemble de la société, notamment une forte hausse des prix de l’électricité ou un rejet social de ces infrastructures.

Intervenant lors d’un événement organisé à Madrid, l’ancienne ministre espagnole de la Transition écologique a insisté sur la nécessité d’adopter une « vision intégrale » du phénomène, sans toutefois détailler à ce stade de mesures législatives précises. Elle a rappelé que le modèle numérique et d’intelligence artificielle voulu par l’Europe nécessite des infrastructures particulièrement gourmandes en énergie, et qui ont surtout besoin d’un approvisionnement stable.

Pour Teresa Ribera, l’enjeu énergétique est central : « la matière première la plus importante dans un centre de données est l’énergie ». Le paradoxe est connu : les technologies numériques peuvent contribuer à améliorer l’efficacité des réseaux et des usages, mais leur propre développement entraîne une forte augmentation de la consommation électrique.

Le risque de tensions sur les prix

La vice-présidente de la Commission a souligné que plusieurs États américains ont déjà instauré des moratoires sur l’installation de nouveaux centres de données face aux difficultés à augmenter suffisamment vite les capacités électriques disponibles. Dans d’autres territoires, leur développement suscite déjà inquiétudes et contestations locales.

Selon elle, un développement mal maîtrisé pourrait provoquer de fortes tensions sur les marchés de l’énergie et conduire soit à une hausse très importante du prix de l’électricité pour les ménages et les industriels, soit à une opposition sociale croissante aux centres de données. Elle juge donc nécessaire d’accompagner leur implantation d’une programmation adaptée des capacités électriques.

Cette question est déjà suivie par les autorités européennes de concurrence. Teresa Ribera a notamment évoqué un rapport publié fin 2025 par l’Autorité française de la concurrence, qui mettait en évidence le fort pouvoir de négociation de ces grands consommateurs d’électricité. Leur poids pourrait, selon cette analyse, les placer dans une position privilégiée par rapport aux autres consommateurs et contribuer à des restrictions de l’offre ou à des hausses de prix.

Bruxelles prépare un cadre de durabilité

La Commission européenne ne dispose pas encore d’une réponse réglementaire finalisée, mais travaille à l’élaboration d’un cadre général. Celui-ci pourrait intégrer des critères de durabilité concernant à la fois la consommation d’énergie et celle d’eau des centres de données. Ribera a également rappelé que les développeurs eux-mêmes évoquaient initialement le recours aux technologies les plus efficaces et à l’autoconsommation.

Cette réflexion rejoint directement les débats déjà engagés dans plusieurs pays européens sur la manière de raccorder les data centers sans déstabiliser les réseaux. L’Espagne, notamment, travaille sur des mécanismes destinés à mieux articuler leur développement avec de nouvelles capacités renouvelables.

L’énergie au cœur de la compétitivité européenne

Au-delà du seul cas des centres de données, Teresa Ribera a replacé le sujet dans le débat plus large sur la compétitivité européenne. Selon elle, l’énergie constitue aujourd’hui l’un des principaux handicaps de l’Europe, en raison notamment de sa dépendance aux importations de gaz et de pétrole et de sa vulnérabilité aux crises géopolitiques.

Elle appelle donc à accélérer le développement d’un système reposant davantage sur les « ressources de proximité », en particulier les énergies renouvelables. Electrification, efficacité énergétique, renforcement des réseaux, hydrogène vert et meilleure gestion du système électrique doivent, selon elle, constituer les piliers d’une politique industrielle européenne plus autonome.

Le message est clair : le développement des data centers ne pourra pas être dissocié de la politique énergétique européenne. Leur croissance devra être accompagnée de nouvelles capacités de production, de réseaux renforcés et de davantage de flexibilité, sous peine de transformer le boom de l’intelligence artificielle en nouvelle source de tension sur les prix de l’électricité.

    

Revolt.eco publie la première édition de son « Baromètre du solaire », un observatoire mensuel des tendances du photovoltaïque résidentiel français. Fondé sur les données réelles anonymisées de plus de 1 000 installateurs et de plus de 45 000 projets conçus et vendus dans sa solution Revolt Pro, il donne aux professionnels un outil de pilotage stratégique inédit pour se situer face au marché et à leurs pairs. Même si comparaison n’est pas raison, de quoi se faire une idée sur les tendances générales !

Alors que le photovoltaïque résidentiel traverse une phase d’instabilité (baisse des aides, recul des tarifs d’achat, incertitude réglementaire), la première édition du Baromètre du solaire de Revolt.eco dresse un constat clair : le marché ne s’effondre pas, il se transforme.

Un observatoire fondé sur des projets réels, pas sur des déclarations

Là où la plupart des études de marché reposent sur des sondages, le Baromètre du solaire s’appuie sur les données d’usage réelles de la plateforme Revolt Pro : plus de 1 000 installateurs actifs chaque mois et plus de 45 000 projets analysés partout en France. Publié chaque mois, il suit cinq indicateurs d’une édition à l’autre :

1. Le prix moyen mensuel des installations, par puissance et par segment d’équipement
2. La puissance moyenne mensuelle installée par région
3. Le nombre moyen de projets créés par installateur, par mois et par région
4. Le nombre moyen de projets vendus par installateur, par mois et par région
5. Le nombre moyen d’offres envoyées par client

L’objectif : permettre à chaque installateur de comparer son activité aux évolutions du marché et à ses pairs, et d’ajuster ses décisions commerciales et stratégiques mois après mois.

Les grands enseignements de cette première édition

Le coût des installations diminue progressivement. La baisse continue du coût des équipements conjuguée à une concurrence accrue entre installateurs fait reculer petit à petit le prix des installations. Le photovoltaïque demeure rentable pour le client final, même sans subvention pour le porter. Le dimensionnement se normalise autour de 6 à 8 kWc. Après un pic en 2025, la puissance moyenne installée se stabilise. Ce n’est pas un recul de l’ambition, mais le passage du « plus de puissance » au « mieux dimensionné, couplé au stockage ».

Une activité commerciale en forte accélération. Portés par la digitalisation de leurs outils, les installateurs répondent plus vite aux demandes et affinent davantage chaque proposition. Avec Revolt Pro, la conception d’un projet solaire demande jusqu’à 80 % de temps en moins qu’auparavant, permettant aux équipes de multiplier les scénarios (puissance, équipements supplémentaires, financement) soumis à un même client. Le nombre de projets configurés progresse ainsi de +8 % entre le S1 2025 et le S1 2026.

Une différence suivant les territoires

De fortes disparités régionales dans les ventes. Le marché du solaire résidentiel affiche des dynamiques très contrastées selon les territoires. La moyenne nationale se maintient à 3,7 projets vendus par installateur et par mois entre le S1 2025 et le S1 2026, mais recouvre des écarts marqués. Certaines régions, comme la Nouvelle Aquitaine, progressent nettement, révélant un potentiel de croissance encore largement inexploité ailleurs. La vente devient consultative. Le nombre moyen d’offres envoyées par client augmente de +9 % : les installateurs ne présentent plus une proposition unique, mais plusieurs scénarios (avec ou sans batterie, avec ou sans pilotage, en anticipant les usages futurs du foyer).

Une même tendance de fond : la valeur se déplace

De la puissance brute vers le dimensionnement optimisé, des panneaux seuls vers le stockage et le pilotage, du devis unique vers le conseil multi-scénarios : le métier d’installateur évolue en profondeur. « L’installateur de demain ne vendra plus simplement des kilowattheures produits, mais des kilowattheures optimisés, pilotés et valorisés », résume Guillaume Berson, co-fondateur de Revolt.eco. Ceux qui tireront leur épingle du jeu ne seront pas ceux qui posent le plus de kilowatts, mais ceux qui apportent le plus de valeur à chaque projet.

Téléchargez le baromètre…

    

L’IEA PVPS a publié un nouveau rapport qui examine ce qui permet aux îles de passer avec succès à des systèmes électriques à forte part d’énergie renouvelable. Analyse des facteurs de réussite !

Le rapport s’appuie sur 11 études de cas réelles sur les îles renouvelables, dont la plupart fonctionnent déjà avec des parts d’électricité renouvelable comprises entre 80 % et 100 %. En combinant analyse littéraire, entretiens d’experts et évaluation structurée, il identifie 111 facteurs de réussite individuelle, dont 13 émergent comme facteurs clés dans différents contextes insulaires. Les résultats montrent que la réussite des transitions énergétiques sur les îles dépend non seulement de solutions techniques, mais aussi de la combinaison de facteurs sociaux, politiques, techniques, économiques et environnementaux tout au long du cycle de vie du projet.

Les points forts du rapport

• La préparation précoce est essentielle au succès à long terme : près de la moitié de tous les facteurs de réussite identifiés concernent la phase de préparation. L’engagement communautaire précoce, les évaluations des ressources et des grilles, l’alignement politique, les stratégies de financement et les études de faisabilité technique fournissent les bases d’une mise en œuvre réussie et d’un fonctionnement fiable à long terme.
• L’engagement des parties prenantes et le leadership local sont des facteurs universels de réussite : une communication transparente, la construction de la confiance et l’implication continue des parties prenantes sont essentielles à toutes les phases du projet. Les champions locaux et les figures de direction peuvent aider à mobiliser le soutien, maintenir l’élan et connecter les acteurs communautaires, politiques et techniques.
• Les solutions techniques nécessitent des conditions favorables solides : la planification à long terme et le renforcement du réseau pour une intégration variable des énergies renouvelables émergent comme des facteurs techniques importants, mais les transitions réussies nécessitent également un soutien politique, une viabilité financière et des structures de gouvernance adaptées aux conditions locales.

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Solar & Storage Live Paris aura lieu les mercredi 14 et jeudi 15 octobre 2026 à Paris Le Bourget. Ce salon de référence de l’énergie solaire et du stockage en France (Projets résidentiels, C&I et utility-scale) est à l’avant-garde de la révolution énergétique, accélérant l’adoption de l’énergie solaire et propulsant la transition vers des sources propres et renouvelables. Un espace pour comprendre comment concevoir, installer et exploiter une installation solaire couplée à un système de stockage !

Après un lancement 2025 incontournable, Solar & Storage Live Paris revient en 2026 en plus grand et plus ambitieux encore ! L’exposition met en avant des solutions solaires et de stockage d’énergie de pointe, proposées par des leaders mondiaux et des distributeurs locaux.

Solar & Storage connecte plus de 6 500 décideurs comme des installateurs solaires, des développeurs, des entreprises EPC, des utilisateurs commerciaux et industriels, des propriétaires immobiliers et des entreprises de services publics avec les solutions nécessaires pour concevoir, installer et exploiter des projets résidentiels, tertiaires et de grande envergure.

Solar & Storage Live Paris réunira plus de 100 exposants de premier plan, venus de France et d’ailleurs, qui présenteront des produits de pointe, des solutions novatrices et des idées nouvelles pour accélérer la transition énergétique. Le programme est composé de conférences inspirantes, d’études de cas pratiques et de tables rondes dynamiques sur les solutions solaires et de stockage, animés par plus de 100 experts du secteur, afin de susciter de nouvelles idées et de stimuler l’innovation dans les projets.

Le salon proposera également un espace dédié aux startups, une zone installateurs, des sessions de rencontre avec des partenaires clés ainsi que de nombreuses opportunités de networking. C’est la plateforme idéale pour découvrir les innovations, rencontrer les leaders du secteur et développer des activités. Une adresse : Paris Le Bourget. Une date : les 14 et 15 octobre prochains.

Pour s’inscrire…

    

Un nouveau projet européen ambitionne de faire évoluer en profondeur la conception et la fabrication des produits photovoltaïques intégrés. Baptisé SUNRISE (Sustainable Composites Manufacturing Framework for the Mass Customization of Integrated Solar Photovoltaic Products), il réunit 12 partenaires de 8 pays européens autour d’un objectif : développer une plateforme industrielle capable de produire des modules photovoltaïques sans verre, recyclables, légers et fortement personnalisables, à partir de composites renforcés de fibres. Le projet dispose d’un budget total de 7,27 millions d’euros dans le cadre d’Horizon Europe.

Le projet a été officiellement lancé les 25 et 26 juin 2026 lors d’une réunion organisée par AIMEN Technology Centre, coordinateur du consortium, à O Porriño, en Galice. Pendant 36 mois, jusqu’en mai 2029, les partenaires vont développer et démontrer à l’échelle industrielle de nouvelles voies de fabrication permettant d’intégrer directement les cellules solaires dans des structures composites en polymères renforcés de fibres. L’objectif est d’obtenir des produits à la fois robustes, façonnables, esthétiques et conçus dès l’origine pour être démontés et recyclés.

Sortir du modèle du module plat en verre

SUNRISE part d’un constat : le photovoltaïque actuel repose encore très largement sur le module plat, rigide, protégé par du verre et encapsulé avec des matériaux thermodurcissables. Ce modèle a permis une baisse spectaculaire des coûts, mais il limite fortement l’intégration du solaire dans des surfaces courbes ou complexes, notamment dans les véhicules, les bâtiments, les infrastructures ou les applications mobiles. Il complique également la réparation, le démontage et le recyclage des modules.

Le projet entend donc développer une plateforme industrielle associant procédés composites avancés, automatisation flexible, contrôle de production, nouvelles stratégies de découpe et d’interconnexion des cellules, encapsulation recyclable et surfaces multifonctionnelles. SUNRISE prévoit notamment le recours à la découpe laser flexible, à des solutions d’interconnexion réversibles, à des procédés de moulage permettant de fabriquer des pièces plates, courbes ou complexes, ainsi qu’à des jumeaux numériques et à des capteurs en ligne pour piloter la production.

Trois démonstrateurs industriels

Les technologies développées seront validées au niveau TRL 7 à travers trois cas d’usage industriels.

Le premier concerne des modules composites courbes pour le photovoltaïque intégré aux véhicules, avec un objectif de réduction du poids d’au moins 80 % et de diminution de 30 % des coûts du balance of system. Le deuxième porte sur des modules composites plats destinés aux écrans antibruit photovoltaïques, avec une réduction de poids d’au moins 30 % tout en visant 98 % du rendement de référence de cellules TOPCon. Enfin, le troisième démonstrateur concernera des structures photovoltaïques complexes pour des applications maritimes, avec intégration affleurante du PV dans le pont d’un bateau.

Ces trois familles de produits devront satisfaire aux exigences de durabilité des normes IEC 61215 et IEC 61730.

Pour Jaime Cuartero, coordinateur du projet chez AIMEN, l’innovation dans les produits photovoltaïques intégrés doit permettre de réduire l’impact environnemental tout en ouvrant la voie à des solutions « plus légères, plus flexibles, plus résistantes et recyclables ».

Un consortium couvrant l’ensemble de la chaîne de valeur

SUNRISE rassemble des centres de recherche, universités, PME industrielles et prestataires couvrant l’ensemble de la chaîne de valeur : AIMEN en Espagne, ISC Konstanz, Fraunhofer ISE et l’Université de Fribourg en Allemagne, Solbian en Italie, SoliTek en Lituanie, Sticky Solar Power en Suède, Cooling Photonics et l’Instituto Tecnológico de Aragón en Espagne, CORE Innovation en Grèce ainsi que ICARES Consulting/Becquerel Institute, implanté en Belgique et en France.

Le projet s’inscrit pleinement dans la stratégie européenne de réindustrialisation du solaire, en lien avec le Net-Zero Industry Act, le Green Deal Industrial Plan et le partenariat Made in Europe. Financé à hauteur de 6,43 millions d’euros par l’Union européenne, SUNRISE vise ainsi à faire émerger une nouvelle génération de produits photovoltaïques intégrés, mieux adaptés aux marchés où les modules conventionnels en verre atteignent aujourd’hui leurs limites.

    

TECSOL, bureau d’études indépendant reconnu pour son expertise en énergie solaire, organise une session de formation photovoltaïque (en ligne). 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 gouvernement poursuit son effort de maîtrise des dépenses publiques, et le secteur de l’énergie figure parmi les principaux contributeurs aux nouvelles économies annoncées par Bercy. Sur les 1,3 milliard d’euros de coupes détaillées vendredi, une part importante concerne en effet les politiques énergétiques, à travers des annulations de crédits et des gels susceptibles de devenir définitifs d’ici à la fin de l’année.

Dans la mission « Écologie, développement et mobilité durable », les annulations atteignent 157 millions d’euros. À lui seul, le programme « Service public de l’énergie » supporte 142 millions d’euros de retrait, soit l’essentiel de l’effort demandé sur ce périmètre. Ces crédits servent notamment à compenser les charges supportées par EDF au titre des obligations de service public, dont les surcoûts liés à l’achat d’électricité renouvelable sous obligation d’achat et la péréquation tarifaire dans les territoires ultramarins.

Bercy justifie cette réduction par la remontée des prix de gros de l’électricité. Lorsque les prix de marché augmentent, l’écart entre le prix garanti aux producteurs et le prix de marché se réduit, ce qui diminue mécaniquement les compensations à verser par l’État.

La Commission de régulation de l’énergie a d’ailleurs réévalué en juillet 2026 les charges de service public de l’énergie à 12,3 milliards d’euros pour cette année, dont 9,06 milliards d’euros à la charge du budget de l’État. Cette estimation est inférieure de 631,2 millions d’euros à celle retenue un an plus tôt.

160 millions d’euros également gelés sur « Énergie, climat et après-mines »

Au-delà des annulations de crédits, Bercy met en place un « surgel » budgétaire de 783 millions d’euros. Dans ce cadre, le programme « Énergie, climat et après-mines » voit 160 millions d’euros rendus indisponibles. Il ne s’agit pas encore d’une annulation formelle, mais ces crédits resteront bloqués en l’absence de décision de dégel avant le 31 décembre.

Pour le secteur de l’énergie, l’effet est donc double : une baisse immédiate des crédits du service public de l’énergie et un gel complémentaire sur les politiques énergie-climat. La portée concrète de ce second volet dépendra toutefois des lignes budgétaires effectivement concernées par le surgel.

Ces décisions s’inscrivent dans le plan d’économies supplémentaires décidé cet été par le gouvernement afin de contenir le déficit public. Elles interviennent paradoxalement alors que l’État cherche parallèlement à accélérer l’électrification des usages, le développement des renouvelables et les investissements dans la flexibilité du système électrique.

La baisse des compensations versées au titre du soutien aux renouvelables ne traduit cependant pas nécessairement une réduction des dispositifs eux-mêmes : elle tient d’abord à l’évolution des prix de marché de l’électricité, qui réduit le coût budgétaire des contrats de soutien existants. C’est une distinction importante à garder à l’esprit pour apprécier l’impact réel de ces nouvelles mesures sur la transition énergétique.

    

Octopus Energy France franchit une nouvelle étape dans son développement avec l’intégration du portefeuille de clients particuliers du gestionnaire et fournisseur d’énergie renouvelable elmy. Cet accord de cession, qui porte sur 20 000 contrats particuliers, constitue le tout premier rachat de portefeuille réalisé par Octopus Energy sur le marché français.

Cette opération répond aux orientations stratégiques respectives des deux entreprises : Octopus Energy France poursuit sa forte montée en puissance sur le marché français et elmy accélère sur l’agrégation, la flexibilité et la fourniture B2B grâce à son expertise en gestion d’énergie renouvelable. Cet accord repose aussi sur des valeurs partagées et s’inscrit dans la continuité de l’engagement des deux entreprises en faveur de la transition énergétique.

« Nous battre pour accélérer la transition énergétique »

La migration, qui sera réalisée en octobre, s’effectuera sans aucune modification contractuelle, les clients conservant l’intégralité de leurs conditions tarifaires actuelles. Le prix de leurs contrats sera garanti jusqu’au 31 octobre 2028. Par ailleurs, leur approvisionnement en énergie demeurera 100% renouvelable et français, et sans aucune interruption de fourniture.

« Ce rachat de portefeuille est une étape importante pour Octopus Energy en France. C’est en continuant à faire grandir notre base de clients que nous donnerons un véritable coup d’accélérateur à la révolution électrique. Les promesses que nous faisons à ces nouveaux clients sont inchangées : défendre leur pouvoir d’achat tout en leur garantissant le meilleur service client possible, leur proposer des solutions innovantes et nous battre pour accélérer la transition énergétique » conclut Céline Stein, PDG d’Octopus Energy.

Créé en 2016 à Paris sous le nom de Plüm Énergie avant son rachat par le groupe Octopus Energy, l’entreprise approvisionne en électricité et en gaz plus de 775 000 compteurs particuliers et professionnels – près de 800 000 après la reprise du portefeuille d’elmy. Cette acquisition lui permet de consolider son positionnement de 4^ème fournisseur d’énergie du pays et s’inscrit dans sa stratégie de croissance visant à franchir le cap du million de clients dans les prochaines années.

 « elmy poursuit son activité de fourniture d’électricité 100% verte maintenant dédiée uniquement aux professionnels »

Pionnier de la gestion d’énergie renouvelable en France, elmy concentre ses activités autour de son cœur de métier historique et renforce son modèle intégré grâce à son expertise en valorisation des flexibilités. Ce cap permet à l’entreprise française d’opérer les enjeux de gestion d’énergie renouvelable de l’amont vers l’aval, au service des producteurs, des entreprises et de la transition énergétique.

« Choisir Octopus Energy pour cette cession, c’est permettre aux particuliers qui nous ont fait confiance de bénéficier des mêmes conditions et niveau d’engagement pour leurs contrats. elmy poursuit son activité de fourniture d’électricité 100% verte maintenant dédiée uniquement aux professionnels, en cohérence avec notre expertise sur les marchés de l’électricité et d’optimisation et de gestion d’énergie, pour répondre aux enjeux d’électrification et de décarbonation des entreprises » conclut Albert Codinach, Président d’elmy Groupe.