Vous connaissez le zeitgeist, ce terme emprunté à la philosophie allemande qui désigne l’esprit du temps ou la sensibilité d’une époque. Eh bien !le nouveau décret du 7 septembre 2026 qui permet aux propriétaires de parkings de stationnement de taille intermédiaire de reporter jusqu’en 2030 leur obligation d’installer des panneaux solaires, à condition d’utiliser, le moment venu, des panneaux assemblés en Europe, résume à lui seul l’esprit de l’époque. Celui du temps béni de la contradiction sans l’ombre d’une remise en cause, celui des inconséquences, des irresponsabilités. De l’ordre de la supercherie et du manque de respect !

Alors que la France fait partie des mauvais élèves en matière d’objectifs solaires, le gouvernement n’a de cesse d’user de pratiques dilatoires, comme le manque de visibilité sur les appels d’offres, pour mettre encore et toujours le pied sur le frein du développement du photovoltaïque. Dernier avatar en date donc, ce décret permettant un report de l’échéance de l’obligation faite aux parcs de stationnement extérieurs d’une superficie supérieure à 1 500 mètres carrés. Mais attention ! sous condition de préférence européenne sur les modules. C’est là que l’antilogie gouvernementale atteint son acmé. Une forme de tartufferie assumée !

Comment donner sa chance au développement d’une filière industrielle tout en octroyant des passe-droits et en entravant sans cesse son marché et ses débouchées ? Vous avez quatre heures, pour ce qui ressemble à s’y méprendre à la théorie et au paradoxe de la poule et de l’œuf. Le projet Carbon a déjà mis la clé sous la porte au cœur du printemps au nom du manque de visibilité sur le marché potentiel et les incertitudes quant à l’alignement de l’engagement européen et français qui ne permettent pas de réunir, dans des délais compatibles, les conditions nécessaires à la sécurisation des financements indispensables à sa poursuite. Voltec et Holosolis en résistance en France !

Assumer le choix d’une préférence européenne pour accompagner le développement d’une industrie photovoltaïque plus forte et plus résiliente en Europe est certes louable mais elle demande de soutenir avec force volontarisme politique le développement des projets solaires dans les territoires sur le temps long, à l’heure où la filière subit nombre de plans sociaux. Et autant dire que l’échéance présidentielle et la clause de revoyure de la PPE 3, éléments temporisateurs par excellence, ne rassurent guère. A trop donner du temps au temps, l’industrie photovoltaïque européenne risque de ne jamais connaître son heure…

    

Frédéric Joffre, ingénieur, consultant pour la société d’ingénierie Tecsol, fera partie des experts de la formation Tecsol dédiée au stockage du 24 septembre prochain. Avant-goût de l’événement en trois questions !

Plein Soleil : La veille de la formation, vous présentez une keynote à l’Université de l’Autoconsommation Photovoltaïque 2026 sur le thème « Solaire : le stockage est-il devenu incontournable ? ». Sans trop dévoiler votre intervention, quel est votre argumentaire ?

Frédéric Joffre : Les soutiens publics au photovoltaïque diminuent avec la fin du guichet S21 pour les 100-500 kWc, la baisse des volumes mis en appel d’offres par la CRE, les sorties d’obligation d’achat, la prime pour prix négatifs recalibrée par la CRE ou encore les coupes budgétaires sur l’énergie. Ce n’est pas une bonne nouvelle en soi : cela déstabilise tout un écosystème qui s’était habitué à des règles du jeu qui fonctionnaient bien. C’en est une en revanche au sens où le marché pourra vivre indépendamment des volumes calibrés par des périodes d’appels d’offres.

Le modèle économique bascule d’un marché subventionné vers un marché naturel, où le stockage rend un projet solaire rentable en valorisant sa production aux heures les plus chères. Quatre ruptures sont déjà à l’œuvre et porteront jusqu’en 2030 : des cellules conçues pour le stationnaire, la technologie sodium-ion, des produits standardisés pour tous les segments de marché (résidentiel, C&I pour commercial et industriel, et utility-scale) et le parc de véhicules électriques, dont la batterie est déjà payée par la mobilité. Elles ouvrent au solaire distribué couplé au stockage des modèles économiques inédits.

À terme, la hausse de la consommation qui se dessine (climatisation, véhicules électriques, data centers IA) et la baisse de la production nucléaire en été rendront le marché porteur pour le photovoltaïque pilotable, c’est-à-dire couplé à des solutions de stockage. La durée de ce stockage s’allongera au fil des évolutions technologiques et de la baisse des prix, jusqu’à tendre vers un quasi-« baseload » solaire. Cette trajectoire de consommation, on attend que RTE la confirme dans l’édition 2026 de son Bilan prévisionnel, en prenant la mesure des data centers IA, dont les besoins n’ont rien à voir avec ceux des data centers d’hébergement colocalisés que l’on connaissait jusque-là en France.

PS : Pour vous, la question n’est plus « si », mais « où et comment » ?

FJ : La volatilité des prix est devenue la matière première du stockage : heures à prix négatifs en journée, pointes du soir au plus haut depuis trois ans en septembre 2026. En été 2025, le prix moyen des jours ouvrés entre 18h et 21h valait 3,5 fois celui de 10h à 18h. Un projet PV se pense désormais avec stockage : il vend aux heures qui sont les mieux valorisées sur les marchés et redevient rentable. Rentable d’abord, finançable ensuite : les banques se méfient des revenus de marché, qu’elles considèrent comme risqués au regard des habitudes prises jusque-là avec les tarifs garantis, et veulent une part de revenus sécurisée.

Sur la capacité à financer les projets hybrides, il faut que l’écosystème fasse évoluer ses règles du financement d’infrastructures classique pour couvrir cette nouvelle catégorie d’actifs que sont les batteries couplées à un actif EnR en hybridation. Aujourd’hui, ce sont des ovnis dans le financement de projet, mais cela va vite devenir la norme, et certaines banques sont tout à fait capables d’appréhender ce risque de marché, comme elles le font dans d’autres domaines de l’économie.

Côté technologie, le chemin parcouru est considérable. Il y a quinze ans, sur nos premiers projets de stockage, la batterie du solaire distribué, c’était du plomb ouvert ou du gel : 50 % de profondeur de décharge, 1 000 à 1 500 cycles, 480 kg pour 4,5 kWh utiles. Le lithium fer phosphate (LFP) a été une rupture : les mêmes 4,5 kWh utiles tiennent aujourd’hui dans un module de 40 kg, dix fois moins lourd, avec six fois plus de cycles, une stabilité, et un coût du kWh cyclé divisé par dix.

L’amélioration de ces performances a accéléré de manière drastique depuis 2022, et depuis, c’est la course à l’innovation et à la baisse des prix. Le coût clé en main d’un BESS (Battery Energy Storage System) a ainsi chuté de 70 % depuis 2022 (117 $/kWh en moyenne mondiale en 2025). Mais attention au raccourci : la cellule ne pèse que 60 % du système, et une cellule deux fois moins chère ne divise pas le coût du projet par deux.

À noter, l’arrivée du sodium-ion sur le stationnaire. Ni lithium, ni cobalt, ni nickel, ni cuivre, et 20 000 cycles annoncés, avec une garantie de 30 ans pour le système TENER Sodium présenté par CATL en juin 2026 à Munich. La baisse du prix du sodium-ion est en cours, au rythme de la montée en puissance industrielle, avec un objectif de parité avec le LFP en 2030. Et sa promesse va au-delà : des matières premières abondantes et bon marché, et donc, à terme, une cellule moins chère que le LFP.

Plaçons-nous dans cette configuration, avec une cellule sodium-ion 20 à 30 % moins chère. Le bon indicateur n’est alors plus le prix du kWh installé, c’est le coût actualisé du kWh stocké sur la durée du projet, le LCOS (Levelized Cost of Storage). Prenons le cas typique du solaire avec arbitrage sur une batterie 4 heures, deux cycles par jour : un sur les prix négatifs de la mi-journée, un sur la pointe du soir. À ce rythme, un système LFP épuise ses 8 000 cycles en une dizaine d’années et doit changer ses cellules, quand le sodium-ion tient plus de vingt-cinq ans. Résultat sur 30 ans : un LCOS inférieur d’environ 25 % pour le sodium-ion. Il ne sera pas seulement une alternative sans métaux critiques, ce sera la chimie la moins chère au kWh stocké pour le solaire distribué qui cycle tous les jours.

PS : De la keynote à la formation du lendemain, quelles sont les passerelles ?

FJ : En vingt minutes, la keynote de l’UAPV pose les questions et donne le « pourquoi ». La formation du lendemain, jeudi 24 septembre 2026 (en ligne, de 9h à 12h15 et de 13h45 à 17h), y répondra et donnera le « comment », module par module. Quels segments C&I basculent en premier vers l’hybride PV + batterie ? Quelle chimie, quelle durée, quel schéma de raccordement choisir ? Qui a le droit de faire quoi ? Quel statut pour une batterie en autoconsommation collective ? Quelles contraintes réglementaires pèsent sur le coût ? Autant d’aspects juridiques qui seront traités par Corinne Lepage lors de la formation. Les aspects économiques seront passés en revue : coûts, revenus, rentabilité, financement, avec le regard de Jean-Sylvain Ruggiu (BPCE). Le dimensionnement sera concrètement abordé pour un projet PV + stockage, en stand-alone ou en boucle d’autoconsommation collective. Sans oublier des études de cas pratiques !

Pour s’inscrire à la formation en ligne du 24 septembre

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Les marchés européens de l’électricité connaissent une nouvelle poussée de fièvre. Lundi, les contrats à terme pour 2027 ont atteint leurs niveaux les plus élevés depuis près de trois ans dans plusieurs grands marchés européens, dont la France, l’Allemagne, l’Italie et l’Espagne.

Selon les données rapportées par Montel, cette hausse est avant tout alimentée par l’envolée du gaz, à laquelle s’ajoutent le renchérissement du carbone et les inquiétudes sur l’approvisionnement énergétique à l’approche de l’hiver.

La tension géopolitique autour du détroit d’Ormuz constitue actuellement le principal facteur de nervosité. Avant le conflit opposant depuis fin février les États-Unis et Israël à l’Iran, environ 20 % de l’approvisionnement mondial en GNL transitait par ce passage stratégique, rappelle Montel. Les perturbations persistantes dans la zone font désormais craindre une contraction durable des disponibilités en gaz naturel liquéfié.

Le gaz TTF à son plus haut niveau depuis 2022

Conséquence directe, le contrat de référence européen TTF pour livraison le mois suivant a atteint lundi matin 84,50 €/MWh, un niveau qui n’avait plus été observé depuis décembre 2022.

Cette flambée se transmet rapidement aux marchés électriques européens, où les centrales à gaz restent déterminantes pour fixer le prix marginal pendant de nombreuses heures.

L’Italie, particulièrement dépendante du gaz pour sa production électrique, est logiquement l’un des marchés les plus touchés. Le contrat électrique italien pour l’année 2027 a atteint 157,25 €/MWh, son niveau le plus élevé depuis août 2023. En Hongrie, le même produit a culminé à 157,75 €/MWh, un record depuis juillet 2023.

« Fondamentalement, c’est le gaz, surtout pour l’Italie », résume un trader cité par Montel, qui souligne également le poids du prix du carbone, toujours supérieur à 80 €/t de CO₂.

En France, le Cal 2027 atteint 94,50 €/MWh

La France n’échappe pas au mouvement malgré la place prépondérante du nucléaire dans son mix électrique. Le contrat français pour livraison en 2027 (Cal 27) a atteint 94,50 €/MWh, soit son niveau le plus élevé depuis décembre 2023 selon les données de la bourse EEX.

Pour Clément Bouilloux, analyste chez Montel, les prix français restent eux aussi « tirés par le gaz ». L’influence apparaît particulièrement marquée sur les échéances hivernales, périodes pendant lesquelles les centrales thermiques sont davantage sollicitées pour satisfaire la demande.

Le contraste entre les échéances est spectaculaire. Le contrat électrique français du premier trimestre 2027 a progressé de 9,65 €/MWh pour atteindre 160,85 €/MWh, alors que les contrats portant sur le reste de l’année ont beaucoup moins réagi.

Cette prime hivernale traduit les inquiétudes croissantes sur la disponibilité du gaz et sur la capacité du système électrique européen à traverser la prochaine saison froide dans de bonnes conditions.

Le nucléaire français n’isole pas totalement l’Hexagone

La France bénéficie certes d’un parc nucléaire qui assure généralement autour de 70 % de sa production d’électricité, mais son marché reste fortement interconnecté avec ceux de ses voisins. Lorsque le gaz devient très cher en Europe, les prix français peuvent donc être entraînés à la hausse, particulièrement durant les heures où les moyens thermiques européens deviennent marginaux.

Le parc nucléaire français a par ailleurs subi durant une grande partie de l’été des limitations de puissance liées aux contraintes environnementales sur les cours d’eau, en raison des températures élevées et de débits insuffisants. Ces restrictions devraient cependant progressivement disparaître avec le refroidissement saisonnier.

Les prix du charbon et des quotas européens de CO₂ ont également progressé dans le sillage du gaz, renforçant encore le mouvement haussier sur l’électricité.

Une nouvelle illustration de la vulnérabilité européenne au gaz

Cette séquence rappelle combien, malgré la progression du nucléaire et surtout des renouvelables dans plusieurs pays, le prix de l’électricité européenne reste sensible aux variations du gaz.

La situation est particulièrement révélatrice pour la France : même avec un système électrique largement décarboné, une tension internationale sur le GNL peut rapidement se retrouver intégrée dans les prix à terme de l’électricité.

Elle souligne aussi l’intérêt économique, au-delà de leur contribution climatique, du développement du solaire, de l’éolien, du stockage et des flexibilités. En réduisant les volumes d’électricité à produire avec des centrales fossiles aux heures les plus tendues, ces technologies diminuent l’exposition du système électrique européen aux soubresauts des marchés internationaux du gaz.

À quelques mois de l’hiver, l’évolution du détroit d’Ormuz et du marché mondial du GNL devrait donc rester l’un des principaux déterminants des prix européens de l’énergie.

    

Le débat sur l’intelligence artificielle se concentre souvent sur les logiciels, les usages et les gains de productivité. Mais derrière cette révolution numérique se joue une autre bataille, beaucoup plus matérielle : celle de l’énergie. La croissance rapide des centres de données fait émerger une nouvelle demande électrique massive, suffisamment importante pour modifier les priorités d’investissement dans les réseaux, les capacités renouvelables et le stockage.

Selon les données de l’Agence internationale de l’énergie, la consommation électrique des centres de données a progressé de 17 % en 2025, contre environ 3 % pour la demande mondiale d’électricité. Elle pourrait presque doubler d’ici à 2030, passant de 485 TWh en 2025 à environ 950 TWh, soit près de 3 % de la consommation électrique mondiale. La part directement liée à l’IA devrait, elle, tripler sur la période.

Cette évolution est déjà visible dans les investissements des grandes entreprises technologiques. Leurs dépenses d’investissement ont dépassé 400 milliards de dollars en 2025 pour cinq grands groupes, et l’AIE anticipe une nouvelle progression de 75 % en 2026. Aux États-Unis, la lenteur des raccordements au réseau pousse même certains développeurs de data centers à envisager des moyens de production au gaz directement sur site, pour une capacité comprise entre 15 et 27 GW à l’horizon 2030.

Le stockage devient une infrastructure critique

Cette nouvelle demande électrique renforce également le rôle du stockage. Un data center fonctionne 24 heures sur 24, alors que le photovoltaïque produit principalement en journée. La combinaison des deux suppose donc de pouvoir transférer une partie de l’énergie produite vers les périodes nocturnes.

L’Europe a dépassé pour la première fois 100 GWh de stockage opérationnel, après l’installation de 36 GWh supplémentaires en 2025. Les batteries de grande taille ont représenté plus de la moitié des nouvelles capacités installées cette année-là. SolarPower Europe anticipe désormais 582 GWh de capacité installée à la fin de la décennie, tandis que la Commission européenne évoque un objectif de 200 GW à l’horizon 2030.

Une nouvelle vague d’investissements énergétiques

L’essor de l’intelligence artificielle agit donc comme un accélérateur pour l’ensemble du secteur énergétique. Il faut simultanément développer de nouvelles capacités renouvelables, construire davantage de stockage, renforcer les réseaux et mobiliser des capitaux considérables.

Les opérateurs de centres de données commencent déjà à signer directement des PPA avec des producteurs d’électricité renouvelable. Parallèlement, de nouveaux véhicules de financement cherchent à orienter davantage de capitaux privés vers les centrales photovoltaïques et les systèmes de stockage.

La croissance de l’IA ne change pas les lois physiques du système électrique : production et consommation doivent toujours être équilibrées à chaque instant. Elle change en revanche profondément l’urgence et l’échelle des investissements nécessaires.

Avec plusieurs dizaines de gigawatts de projets de data centers en préparation en Europe et une demande mondiale d’électricité appelée à croître rapidement, le numérique pourrait devenir dans les prochaines années l’un des principaux moteurs du développement du solaire, du stockage et des infrastructures électriques.

    

En réaction aux propos de Bruno Retailleau, président des LR, sur les énergies renouvelables (EnR) et leur place dans le système énergétique français, Enercoop propose un décryptage par Béatrice Delpech, Directrice générale adjointe.

Alors que les prix du pétrole subissent une nouvelle hausse, l’annonce de Bruno Retailleau sur l’arrêt des subventions aux EnR et la proposition de miser uniquement sur le nucléaire et la promesse de « diminuer l’équivalent de deux mois de facture d’électricité des français » apparait comme une belle promesse salvatrice, pourtant irréaliste et irréalisable.

En cas de crise de l’énergie, les énergies renouvelables permettent de limiter la flambée des prix de l’électricité. En effet, sans les nouvelles capacités de production renouvelables ajoutées au mix électrique français entre 2020 et 2025, le prix de l’électricité en 2025 pour les Français aurait été de 80€/MWh, contre les 60€/MWh constatés. N’oublions pas également que les projets de production renouvelable détenus par les acteurs locaux (collectivités locales, particuliers et entreprises locales) permettent des retombées locales 2,5 fois plus importantes que des projets non-citoyens, selon une étude de l’ADEME et d’Energie Partagée. Ces retombées bénéficient entre autres directement aux ménages impliqués dans la gouvernance et au capital de ces projets.

Quant à l’énergie nucléaire prônée par Bruno Retailleau, rappelons que son coût pour les contribuables est titanesque : 6 Md€ pour l’entretien du parc actuel vieillissant par an selon la Cour des Comptes ; un devis prévisionnel à 72,8 Md€ pour le déploiement de nouveaux réacteurs selon EDF. Sans oublier que lors de la crise énergétique de 2022, le nucléaire n’a pas pu jouer pleinement son rôle tampon, à cause des problèmes de corrosion sous contrainte, lesquels sont d’ailleurs voués à s’intensifier avec le changement climatique et les sécheresses à répétition.

Par des fausses promesses, Bruno Retailleau semble oublier que supprimer purement et simplement les subventions de l’Etat aux EnR ne pourra se faire d’un coup de baguette magique. Aura-t-on par ailleurs l’assurance que tout sera redistribué aux ménages ? Qu’en est-il de nos engagements européens, alors que la France a été le seul pays européen à rater les objectifs de production d’EnR fixés par la directive de 2009 (Energies renouvelables : tous les Etats membres ont atteint ou dépassé leurs objectifs 2020….sauf la France) ? Et quid des effets sur les prix de marché, alors que la CRE indique “qu’en temps normal, les EnR font baisser les prix de marché, ce qui est bénéfique pour le consommateur” ?

Lutter contre le dérèglement climatique demande de réduire les activités des industries pétrolières et gazières, à la fois en accélérant l’électrification des usages et en misant sur plus de sobriété. Ce besoin d’électrification est urgent et ne peut être porté que par les énergies renouvelables.

    

HoloSolis qui a lancé le projet de construire une méga usine de production de panneaux et de cellules photovoltaïques à 850 millions d’euros à Hambachannonce une évolution à sa tête. Bertrand Lecacheux quitte ses fonctions de CEO et Jan-Maarten van den Hoek assure désormais la direction de l’entreprise. 

Le 9 septembre dernier, le Groupe CAP INGELEC, entreprise française d’ingénierie spécialisée dans la conception et la réalisation d’ouvrages à haute technicité, annonçait la nomination de Bertrand Lecacheux au poste de Directeur Général Adjoint Business, avec la responsabilité des activités de développement commercial, marketing, communication, ingénierie et opérations. De quoi déduire que la mission de l’ingénieur de formation à la tête d’Holosolis venait de prendre fin !

Bertrand Lecacheux a en effet quitté ses fonctions de CEO d’Holosolis le 10 septembre et Jan-Maarten van den Hoek prend temporairement les commandes de l’entreprise, qui cherche désormais son prochain dirigeant. La transition a été décidée en accord avec le conseil de surveillance et s’inscrit dans la continuité de la trajectoire engagée par la société. Bertrand Lecacheux, directeur général de l’entreprise, avait été nommé en mars 2025 en remplacement de Jan Jacob Boom-Wichers.

Selon Holosolis, le départ de Bertrand Lecacheux ne modifie pas la feuille de route ni les ambitions de l’entreprise. À ce jour plus de 235 millions d’euros de financements ont été mobilisés et HoloSolis dispose de plus de 30 GW de lettres d’intention signées avec de futurs clients. 1 900 salariés seront recrutés pour participer à l’aventure industrielle.

Le projet entre désormais dans sa dernière phase de développement avant la construction de l’usine, dont le chantier est prévu début 2028 pour une première mise en production une année plus tard, dès 2029. La stratégie d’HoloSolis, qui participera à la création et à la consolidation d’une filière du panneau solaire en Europe, son projet industriel et son calendrier de développement restent inchangés. Jan-Maarten van den Hoek souhaite faire de HoloSolis « une réalité industrielle ».

    

Next Step Energy, développeur et exploitant français de Stations de Transfert d’Énergie par Pompage (STEP), accueille Sorégies à son capital aux côtés de ses actionnaires historiques, Tenergie et Envinergy. Cette alliance avec le 4^ème énergéticien français donne à Next Step Energy les moyens de franchir une nouvelle étape dans son développement et de consolider sa position de leader de la petite STEP en France. Cette opération s’inscrit dans le plan stratégique Sorégies 2030, porté par un programme d’investissement global de 1,5 milliard d’euros. Une alliance au service du stockage hydraulique d’énergie !

Next Step Energy a été créée en 2022 par Tenergie, développeur et producteur indépendant spécialisé dans les énergies renouvelables, et Envinergy, acteur de référence de l’hydroélectricité depuis 50 ans. Avec l’entrée au capital de Sorégies, le nouvel équilibre entre les actionnaires créée une alliance entre trois acteurs aux savoir-faire complémentaires : développement de projets, ingénierie financière, maitrise de la petite hydro-électricité, agrégation de production et de flexibilités. Pour l’entreprise grenobloise, cette opération offre l’opportunité de préserver son agilité et son ADN entrepreneurial, tout en s’appuyant sur la puissance et les savoir-faire d’un énergéticien intégré de premier plan.

La direction générale de Next Step Energy est désormais assurée par Gauthier Dieny, Directeur Général Délégué de Tenergie, et la présidence est confiée à Anna Wachowiak, Directrice Générale Adjointe de Sorégies, en charge de la production et de la valorisation des énergies renouvelables.

La nouvelle génération de STEP entre dans une phase concrète

Ce partenariat permettra de financer le développement de plus de 350 MW de projets dans les trois prochaines années et la construction des premiers 70 MW de STEP contribuant ainsi significativement aux objectifs définis dans la PPE 3 : +1,7 GW de STEP à horizon 2035. Des jalons significatifs ont déjà été franchis par l’entreprise ces derniers mois parmi lesquelles la sélection par la Commission de Régulation de l’Énergie de son projet de 12 MW à Ajaccio ou encore l’obtention du premier Arrêté Préfectoral « STEP » en France continentale.

Ces futures installations seront les premières nouvelles STEP construites en France depuis plus de quarante ans. D’une durée de vie supérieure à 100 ans, utilisant des technologies françaises sans terre rare, et avec un rendement supérieur à 75%, elles sont devenues un outil de flexibilité indispensable au système énergétique français et européen. Un nouveau cadre de soutien avec des tarifs garantis par l’État est en discussion afin d’accompagner leur relance. 

« Les STEP sont l’une des rares technologies capables d’apporter simultanément stockage durable, stabilité du réseau et souveraineté énergétique sur plusieurs décennies. Next Step Energy est née de la conviction que cette solution devait également exister à l’échelle des territoires. L’arrivée de Sorégies constitue une étape majeure pour notre développement. Son expertise énergétique, son ancrage local et sa vision de long terme renforcent considérablement notre capacité à déployer nos projets. Ensemble, nous construirons une nouvelle génération de STEP, plus proches des besoins des territoires et capables de répondre durablement aux enjeux de flexibilité du système électrique français » précise Gauthier Dieny, Directeur Général de Next Step Energy.

Les flexibilités au cœur du plan Sorégies 2030

Après ses récentes opérations dans les domaines de la fourniture, avec le rachat de Vattenfall Energies SA par sa filiale Alterna énergie, et de la production, avec l’acquisition de divers actifs éoliens, le Groupe Sorégies renforce son positionnement d’énergéticien intégré autour des énergies renouvelables électriques et d’agrégateur. Sorégies valorisera notamment les flexibilités générées par les STEP du portefeuille NSE. Cette opération s’inscrit dans la continuité de son engagement dans l’hydroélectricité et le stockage. Sorégies continue à déployer son plan stratégique Sorégies 2030. Soutenu par un plan d’investissements de 1,5Md€ dont 250 M€ pour les solutions de flexibilités, il vise à doubler ses activités d’ici 2030, avec pour objectif de couvrir 100% des approvisionnements en électricité de ses clients par des énergies renouvelables, chaque mois de l’année. 

« Notre entrée au capital de Next Step Energy constitue une étape clé dans le déploiement de notre plan stratégique Sorégies 2030. Au-delà de l’opération financière, cette alliance illustre notre ambition d’amplifier notre impact sur la transition énergétique des territoires en investissant massivement dans la flexibilité et le stockage hydraulique. En devenant actionnaire de NSE, nous consolidons notre modèle d’énergéticien intégré et réaffirmons notre engagement : fournir une énergie verte, locale et accessible à tous » selon Frédéric Bouvier, Président du directoire du Groupe Sorégies.

    

GreenYellow accompagne Calme, producteur italien indépendant de ciment, de chaux et de liants hydrauliques depuis 1976, dans sa transition énergétique sur son site industriel d’Orciano Pisano, avec l’installation d’une centrale photovoltaïque de 3,1 MWc destinée à couvrir près de 80 % de ses besoins énergétiques. La centrale solaire sera mise en service au cours du deuxième trimestre 2027. Plus de 4,3 GWh d’énergie solaire produits chaque année pour répondre aux besoins énergétiques de Calme !

Cette future centrale photovoltaïque d’une capacité de 3,1 MWc, installée sur le site industriel de Calme à Orciano, dans la province de Pise, sera conçue au plus près des besoins énergétiques du site. Elle permettra à Calme de produire localement une énergie renouvelable en autoconsommation couvrant environ 80 % de sa consommation d’électricité, pour une production annuelle de plus de 4,3 GWh.

Eviter l’émission de plus de 1 886 tonnes de CO₂ par an

Développé dans le cadre d’un PPA on-site de 20 ans, le projet repose sur le modèle Energy-as-a-Service de GreenYellow. Le Groupe prend en charge 100 % du financement de l’installation, ainsi que sa conception, sa construction, son exploitation et sa maintenance pendant toute la durée du contrat. Calme bénéficie ainsi d’une solution photovoltaïque dédiée, produite directement sur son site, sans investissement initial ni gestion opérationnelle de l’infrastructure. Ce modèle permet à Calme de préserver ses capacités d’investissement pour son cœur de métier tout en bénéficiant, sur le long terme, d’une production d’électricité renouvelable et compétitive.

La centrale contribuera par ailleurs à éviter l’émission de plus de 1 886 tonnes de CO₂ par an, soit l’équivalent des émissions annuelles moyennes de près de 1 522 foyers. Pour Calme, ce projet constitue un levier concret pour réduire l’empreinte carbone de son activité industrielle, maîtriser ses coûts énergétiques et accroître la part d’énergie renouvelable dans son mix énergétique, tout en s’appuyant sur un modèle de financement qui ne mobilise pas ses ressources financières. 

« Ce projet représente pour Calme une étape stratégique de notre démarche de croissance durable. L’intégration d’une installation photovoltaïque de cette ampleur sur notre site d’Orciano Pisano nous permet de réduire significativement notre impact environnemental tout en améliorant l’efficacité énergétique de nos processus de production. Notre collaboration avec GreenYellow s’inscrit dans une vision industrielle qui associe innovation, responsabilité et compétitivité, des dimensions essentielles pour relever les défis futurs de notre secteur », soulignent les dirigeants de Calme.

L’Italie, un marché stratégique pour la transformation énergétique

Le projet de Calme s’inscrit dans une dynamique de développement déjà engagée par GreenYellow en Italie, où le Groupe compte aujourd’hui plus de 30 MWc de puissance photovoltaïque installée ou en cours de construction. Cette présence constitue une première brique d’un accompagnement plus large des entreprises C&I italiennes dans leur transformation énergétique. GreenYellow ne se limite pas à produire une énergie renouvelable : le Groupe accompagne ses clients dans leurs trajectoires de décarbonation, d’électrification et de flexibilité, en combinant infrastructures énergétiques, expertise industrielle et solutions de financement. 

« Nous sommes fiers d’accompagner Calme dans sa trajectoire de décarbonation. Ce nouveau projet illustre notre capacité à proposer aux entreprises italiennes des solutions énergétiques concrètes, compétitives et entièrement financées, leur permettant d’accélérer l’adoption d’énergies renouvelables sans mobiliser de CAPEX. L’Italie constitue un marché stratégique pour GreenYellow et nous poursuivons le développement de notre activité afin d’accompagner toujours davantage d’entreprises dans la transformation de leurs systèmes énergétiques », assure Pierre Marouby, Directeur Général de GreenYellow Italia.

Dans un contexte de volatilité des prix de l’énergie, d’électrification croissante des usages et d’accélération des objectifs de décarbonation, GreenYellow déploie des solutions sur mesure, décentralisées et financées, adaptées aux contraintes opérationnelles de chaque entreprise. Avec son modèle d’Energy-as-a-Service, GreenYellow fait ainsi de l’énergie un levier de décarbonation, de compétitivité et de résilience pour les entreprises italiennes.

    

Alors que l’Europe accélère ses investissements dans la flexibilité du réseau pour les énergies renouvelables, le fabricant mondial WEG a fourni un système de stockage d’énergie par batterie (BESS) d’une puissance de 4 MW et d’une capacité de 8 MWh au parc solaire finlandais de Callio, l’un des premiers projets hybrides d’énergie renouvelable du pays combinant une production solaire à grande échelle et un stockage par batterie. Une solution hybride au service de l’efficacité énergétique !

Le projet de WEG a été livré en avril 2026 à Solarigo Systems Oy, l’investisseur et l’exploitant du parc hybride situé dans la mine de Pyhäsalmi, un site en cours de démantèlement et préparé pour accueillir de nouvelles entreprises axées sur la recherche, le développement et les solutions énergétiques durables.

L’un des premiers systèmes hybrides en Finlande

La production commerciale d’électricité au parc solaire de Callio a débuté en juin 2025. Les équipements de stockage d’énergie optimisent la capacité de la centrale solaire existante, d’une puissance de pointe de 13 MWc, dans le cadre de sa participation aux marchés du réseau électrique. En permettant le stockage de l’énergie produite par la centrale photovoltaïque, le système WEG BESS offre à la centrale hybride une grande flexibilité quant au moment de l’injection d’énergie dans le réseau.

Ce projet constitue l’un des premiers systèmes hybrides en Finlande à associer la production photovoltaïque au stockage d’énergie. L’équipement fourni par WEG comprend deux conteneurs de batteries d’une capacité totale de 8 360 kWh, un convertisseur de puissance bidirectionnel de 4 400 kVA, un transformateur à huile moyenne tension/basse tension de 4 500 kVA et un système de contrôle centralisé pour l’ensemble BESS et la centrale solaire existante.

« Une réponse rapide aux variations de fréquence »

« Grâce à l’intégration du système de stockage d’énergie de WEG dans l’initiative Callio, nous contribuons à transformer une mine historique en un pôle d’innovation dédié à la production et au stockage d’énergie renouvelable », confie Manfred Peter Johann, vice-président de la division Automatisation et Systèmes chez WEG. « Tout en renforçant la stabilité du réseau électrique national grâce à l’arbitrage énergétique et à une réponse rapide aux variations de fréquence. » 

Dans ce système hybride, l’accent est mis sur l’optimisation des performances de l’ensemble du système. L’objectif est d’exploiter la production, le stockage et les opportunités du marché de la manière la plus efficace et la plus rentable possible. Ce projet démontre comment les systèmes hybrides d’énergie renouvelable peuvent aider l’Europe à intégrer davantage d’électricité renouvelable tout en améliorant la flexibilité et la résilience du réseau électrique.

    

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.