Corsica Sole vient d’inaugurer Folell’Hy, son site pilote de production, de stockage et de distribution d’hydrogène vert implanté au cœur de sa centrale solaire de Folelli. Cette nouvelle installation industrielle, qui a permis la création de deux emplois directs, expérimente une nouvelle voie de valorisation de l’électricité solaire ne pouvant être injectée sur le réseau, en la transformant en hydrogène renouvelable, stockable et utilisable localement. Folell’Hy constitue la première brique concrète du projet de R&D Alchymiste, lauréat de la 11^ème vague du concours d’innovation i-Nov et soutenu par l’État dans le cadre de France 2030. Ou comment transformer une énergie solaire non injectée en une nouvelle ressource !

Folell’Hy est implanté sur la centrale solaire de Folelli, l’un des sites emblématiques de Corsica Sole en Corse. Mise en service en 2017, cette centrale de 12 MWc compte 45 000 panneaux photovoltaïques et produit chaque année 18 GWh d’électricité renouvelable, soit l’équivalent de la consommation électrique de plus de 10 000 personnes avec chauffage.

« Corsica Sole souhaite continuer à innover depuis la Corse »

Dans un système électrique insulaire, la production d’électricité doit être équilibrée à chaque instant avec la consommation. Lorsque la production renouvelable est supérieure à ce que le réseau peut accueillir, une partie de l’électricité produite ne peut pas être injectée et doit être écrêtée. Avec Folell’Hy, Corsica Sole expérimente une nouvelle voie de valorisation de cette énergie : l’électricité solaire disponible alimente des électrolyseurs qui décomposent l’eau pour produire de l’hydrogène.

Celui-ci est ensuite comprimé, stocké et peut être transporté vers ses lieux d’utilisation. Le site dispose d’une puissance d’électrolyse de 150 kW, répartie sur 60 électrolyseurs, pour une capacité de production de 30 Nm³/h, soit environ 20 kg d’hydrogène par jour. L’installation permet de stocker jusqu’à 230 kg d’hydrogène, à des pressions de 300 et 500 bar. 

« Folell’Hy incarne la manière dont Corsica Sole souhaite continuer à innover depuis la Corse : partir d’une contrainte réelle du territoire, imaginer une solution nouvelle et transformer une énergie qui aurait été perdue en une ressource utile. Notre ambition est de développer ici des solutions adaptées aux spécificités des territoires insulaires, qui pourront demain être reproduites ailleurs » assure Paul Antoniotti, Président et cofondateur de Corsica Sole.

Un démonstrateur au cœur du projet Alchymiste et de France 2030

Folell’Hy s’inscrit dans une démarche de recherche et développement plus large portée par Corsica Sole à travers le projet Alchymiste. Celui-ci vise à étudier la manière dont l’hydrogène peut contribuer à mieux intégrer les énergies renouvelables intermittentes dans les territoires insulaires, tout en préservant l’équilibre et la stabilité du réseau électrique. Cette ambition a été reconnue dans le cadre du concours d’innovation i-Nov : Alchymiste, lauréat de sa 11e vague, bénéficie d’un soutien de plus de 1,7 million d’euros de l’État dans le cadre de France 2030.

D’un montant global de près de 4,9 millions d’euros, le projet est financé pour le solde sur les fonds propres de Corsica Sole. Folell’Hy constitue ainsi un démonstrateur grandeur nature permettant de tester dans des conditions réelles l’ensemble de la chaîne de production et de conditionnement de l’hydrogène, mais aussi d’acquérir des données sur les performances du système, son exploitation et les usages possibles. L’objectif est d’identifier les conditions dans lesquelles cette solution pourrait, demain, être reproduite à une plus grande échelle en Corse ou dans d’autres territoires confrontés aux mêmes enjeux. 

« Folell’Hy nous permet aujourd’hui de passer de la théorie à l’expérimentation réelle. Nous testons toute la chaîne, depuis la valorisation de l’électricité solaire jusqu’au stockage, au transport et à l’utilisation de l’hydrogène. L’objectif est maintenant d’acquérir suffisamment de retour d’expérience pour déterminer comment cette solution pilote pourra demain être reproduite ou déployée à plus grande échelle » poursuit Jean-Gabriel Steinmetz, Directeur Hydrogène de Corsica Sole.

Produire localement pour développer des usages locaux

Folell’Hy ne se limite pas à produire de l’hydrogène. Le projet vise à faire émerger progressivement un véritable écosystème local, allant de la production aux usages. Corsica Sole a ainsi co-développé, avec le groupe Europe Tehnologies, Clément’Hyne, une solution mobile permettant d’acheminer et de distribuer l’hydrogène produit à Folelli jusqu’à ses utilisateurs. Parmi les premiers usages figure Alba, le navire-école du Lycée maritime de Bastia, dont le système de propulsion utilise de l’hydrogène.

Cette première application dans la mobilité maritime doit permettre d’expérimenter concrètement la chaîne complète et d’ouvrir progressivement la voie à d’autres usages locaux, notamment dans les domaines de la mobilité lourde et de la production d’énergie hors réseaux. Une approche 100 % solaire, pensée pour développer des usages au plus près du lieu de production et contribuer à la décarbonation du territoire.

Un nouveau site industriel ancré en Corse et porté par des savoir-faire français et européens

Conçu et développé depuis la Corse, Folell’Hy constitue également un nouveau site industriel sur le territoire. Sa mise en exploitation a permis la création de deux emplois directs et mobilisera également d’autres compétences au sein de Corsica Sole ainsi que des prestataires externes, notamment pour le transport de l’hydrogène. Folell’Hy s’appuie plus largement sur un écosystème industriel français et européen couvrant les différentes briques du projet : électrolyse, intégration, compression et stockage, ingénierie, installation, contrôle, transport et exploitation.

Parmi les partenaires technologiques figurent notamment Enapter, pour la technologie d’électrolyse, et HENSOLDT Nexeya France, pour l’intégration du système. Les principaux fournisseurs, bureaux d’études, entreprises et organismes de contrôle mobilisés sont implantés en France ou dans d’autres pays européens, avec également des compétences corses. Le projet associe ainsi innovation technologique, savoir-faire industriels européens et ancrage territorial. Pour Corsica Sole, Folell’Hy prolonge une démarche engagée depuis sa création : utiliser les spécificités des systèmes énergétiques insulaires comme un terrain d’innovation, avant de déployer les solutions éprouvées vers d’autres territoires.

    

Le gouvernement prépare, dans le cadre du projet de loi de finances pour 2027, une nouvelle offensive contre les situations qu’il considère comme des « surrémunérations » dans le photovoltaïque. Selon Les Echos, l’exécutif envisage de revoir le soutien accordé à une partie des installations solaires existantes.

La mesure vise principalement quelque 8 000 installations de 300 à 500 kWc relevant de l’arrêté tarifaire S21. Le principe serait de soumettre ces contrats à un audit pouvant, dans certains cas, conduire à une révision à la baisse des tarifs d’achat. Le ministère met en avant l’écart entre un tarif cible de 92 €/MWh notifié à la Commission européenne et un tarif moyen actuellement proche de 110 €/MWh.

Cette nouvelle initiative intervient après plusieurs tentatives de réduction du soutien à d’anciennes installations photovoltaïques. L’objectif affiché par l’État reste de limiter les niveaux de rémunération considérés comme excessifs et de réduire la charge supportée par les finances publiques.

Mais le sujet est particulièrement sensible pour la filière. Les installations concernées sont souvent implantées sur des bâtiments agricoles, des toitures de collectivités ou des locaux de PME. Enerplan conteste notamment l’idée qu’un tarif élevé suffise à caractériser une sur-rémunération, estimant que la rentabilité doit être appréciée en tenant compte des coûts d’investissement et de financement.

Dans le même temps, Les Echos souligne que l’État devrait parallèlement verser une somme importante à la filière photovoltaïque pour solder un ancien contentieux. Cette double séquence illustre la complexité persistante des relations entre l’État et les producteurs solaires : réduire les dépenses futures tout en réglant les conséquences de décisions passées.

Lire l’article sur le site Les Echos

    

Inauguré le 16 septembre à Wailly, dans le Pas-de-Calais, le parc photovoltaïque Alouette Solaire associe production locale et commercialisation de proximité. Développée par Tandem EnR sur le terrain d’une ancienne décharge communale, l’installation de 295 kWc alimente des consommateurs du territoire dans le cadre d’une opération d’autoconsommation collective.

La commune de Wailly a choisi de valoriser une parcelle communale de 5 000 m², anciennement occupée par une décharge, pour y accueillir une centrale photovoltaïque au sol. Le projet, baptisé Alouette Solaire, a été porté par Tandem EnR, qui en a assuré les études, l’investissement et la construction.

La centrale compte 480 panneaux photovoltaïques pour une puissance installée de 295 kWc. Sa production annuelle est estimée à 320 MWh, soit l’équivalent de la consommation d’environ 70 foyers selon le communiqué. L’investissement représente 290 000 euros.

Une production locale commercialisée en circuit court

La particularité du projet tient surtout à son mode de valorisation de l’électricité. Contrairement à de nombreuses installations photovoltaïques bénéficiant d’un dispositif de soutien public, Alouette Solaire commercialise directement sa production auprès de consommateurs locaux.

L’électricité produite est répartie dans le cadre d’une opération d’autoconsommation collective, via une convention d’utilisation du réseau public avec Enedis. Le périmètre de l’opération couvre la Communauté urbaine d’Arras.

Depuis la mise en service en mai 2026, les premiers consommateurs bénéficient ainsi d’une électricité renouvelable produite localement. Chacun conserve parallèlement son fournisseur habituel pour compléter ses besoins lorsque la production solaire ne suffit pas.

Commune, commerces et entreprises déjà associés

Parmi les premiers participants figurent notamment la commune de Wailly, des boulangeries, une société d’assainissement du Grand Arras, des entreprises installées dans les parcs d’activités du territoire ainsi que des commerces.

Selon Tandem EnR, ce modèle permet aux consommateurs de répondre à plusieurs objectifs : réduction des charges, coopération économique locale, achats responsables, démarche RSE et électrification des usages.

L’affectation de la production se poursuit et de nouveaux consommateurs du territoire peuvent encore rejoindre l’opération.

Un projet emblématique de la production décentralisée

Fondée par Nicolas Hernigou, Ludovic Senechal et Sylvain Blarel, Tandem EnR se présente comme une société spécialisée dans le développement, le financement, la construction et l’exploitation de centrales renouvelables, ainsi que dans la commercialisation de l’énergie produite. L’entreprise indique vouloir porter ou co-porter des projets avec des acteurs locaux.

Avec Alouette Solaire, la logique est clairement celle d’une production décentralisée associée à une consommation de proximité, en s’appuyant sur l’autoconsommation collective pour rapprocher producteurs et consommateurs.

Le montage illustre une tendance appelée à se développer : utiliser le réseau public non plus seulement pour injecter une production vendue à un acheteur unique, mais pour affecter localement l’électricité solaire à plusieurs consommateurs identifiés, au sein d’un même territoire.

    

Le dernier rapport de la Commission de Régulation de l’Energie met en exergue l’apport des énergies renouvelables, et du solaire en particulier ces cinq dernières années : un gain de pouvoir d’achat net de 20 euros par MWh permis par la montée en puissance du parc renouvelable.

Lors de cet été caniculaire, le solaire a pallié les indisponibilités d’autres moyens de production couplées à une hausse de la consommation d’électricité liée notamment au besoin de froid. Il a permis une modération des prix et une électricité disponible. En somme, tout démontre que l’accélération est souhaitable et bénéfique. Hélas, les perspectives sont plutôt au mauvais temps pour le solaire avec des volumes réduits à leur portion congrue et une hostilité de moins en moins voilée.

Le gouvernement a pourtant annoncé ce vendredi 18 septembre, non pas une mesure saluant la contribution du solaire au pouvoir d’achat et à l’équilibre du système électrique, mais l’inscription dans le projet de loi de finances pour 2027 d’un audit et d’une possible révision à la baisse des tarifs d’achat de quelque 8 000 installations de 300 à 500 kWc relevant de l’arrêté tarifaire dit « S21 ». Des contrats légalement conclus depuis 2021, pour un gain attendu que le ministère ne sait pas chiffrer à ce stade.

Qui est visé ? Ces installations de 300 à 500 kWc, ce sont d’abord des bâtiments agricoles et des toitures de collectivités : hangars, écoles, gymnases, bâtiments communaux, mais aussi des bâtiments de PME et d’artisans. Pour de nombreux exploitants agricoles, ce revenu est un complément essentiel et finance souvent le bâtiment lui-même. Pour les collectivités, c’est une recette sur laquelle reposent des budgets votés. Ces projets ont été financés par les banques régionales et par l’épargne de citoyens investie en financement participatif.

Le ministère justifie cette mesure par l’écart entre un tarif cible de 92 €/MWh notifié à la Commission européenne et un tarif moyen constaté d’environ 110 €/MWh. Ce raisonnement repose sur trois contresens : 

• Des tarifs fixés et indexés par l’État : les producteurs ne fixent ni les tarifs, ni les conditions des contrats. C’est l’État qui a pris l’arrêté tarifaire S21 et qui en a défini les règles d’évolution, notamment l’indexation par le coefficient Kn. L’écart avec le tarif cible ne résulte d’aucun abus : il découle mécaniquement des règles fixées par l’État, appliquées dans un contexte d’inflation sans précédent des équipements, des matières premières et des taux d’intérêt.
• Un tarif n’est pas une rentabilité : comparer un tarif en €/MWh à une cible théorique ne dit rien d’une éventuelle sur-rémunération. Celle-ci ne peut s’apprécier qu’au regard de la rentabilité réelle de chaque projet, compte tenu des coûts d’investissement et de financement supportés au moment de sa construction.
• Des contrats qui rapportent aussi à l’État : l’obligation d’achat fonctionne dans les deux sens. Lorsque les prix de marché dépassent le tarif, comme en 2022, les producteurs n’en profitent pas : c’est la collectivité qui encaisse l’écart, en réduction des charges de service public de l’énergie. Le ministère reconnaît d’ailleurs lui-même que la CSPE 2026 sera revue à la baisse en raison du niveau des prix de marché.

C’est donc fondamentalement une question de confiance qui se pose : comment les producteurs, leurs financeurs, banques comme épargnants, et au-delà l’ensemble des entrepreneurs peuvent-ils investir durablement si l’État peut revenir unilatéralement sur des contrats dont il a lui-même fixé les termes ? Que dirait-on d’un acteur privé qui révise unilatéralement un contrat légalement formé ? À quelques semaines de la finalisation du cahier des charges du seul appel d’offres prévu en 2027, le signal envoyé aux investisseurs est désastreux.

La « clause de sauvegarde » évoquée par le ministère ne change rien au problème : elle ferait peser sur chaque agriculteur, chaque collectivité et chaque PME la charge de justifier des tarifs que l’État a lui-même fixés, avec des frais d’audit et une incertitude que ne supporteront ni les producteurs ni leurs banques. Enerplan demande le retrait de cette disposition du projet de loi de finances. À défaut, la filière demande à minima la publication préalable de la méthode d’audit, l’exclusion explicite des installations dont la rentabilité est conforme aux paramètres de l’arrêté, et une concertation avec les acteurs concernés avant l’examen parlementaire.

 Pour Daniel Bour, président d’Enerplan, « l’État démontre une fois encore qu’il se réserve le droit unilatéralement de ne pas respecter les contrats qu’il a lui-même mis en place, affaiblissant une fois de plus la parole de l’état et la continuité de son action. En ostracisant les entreprises de la filière, il se dédouane de toute responsabilité, alors qu’il est l’initiateur des contrats passés.

L’objectif d’une telle annonce est obscur, surtout en pleine campagne électorale présidentielle. Les arguments juridiques sont faibles ; en revanche le dégât de cette communication est réel et ne profite qu’à ceux idéologiquement hostiles aux énergies renouvelables. La conséquence est de fragiliser les entreprises de la filière, avec tous les risques inhérents.

De plus l’absence totale de concertation avec la profession est une mauvaise méthode que l’on croyait révolue. Cette annonce est dangereuse et totalement inacceptable. J’en appelle au gouvernement de ne pas jouer avec la parole de l’État et de retirer rapidement cette disposition du PLF. »

    

Enerplan monte au créneau après l’annonce de l’inscription, dans le projet de loi de finances pour 2027, d’un audit pouvant conduire à une révision à la baisse des tarifs d’achat de quelque 8 000 installations photovoltaïques de 300 à 500 kWc relevant de l’arrêté S21. Le syndicat demande le retrait de cette disposition, qu’il considère comme une remise en cause de contrats conclus depuis 2021 et un signal négatif pour les investisseurs. 

Dans un communiqué publié le 18 septembre, Enerplan réagit vivement à la perspective d’un audit des installations photovoltaïques bénéficiant du tarif S21 dans la tranche de puissance comprise entre 300 et 500 kWc. Selon le syndicat, la mesure pourrait concerner environ 8 000 installations, principalement situées sur des bâtiments agricoles, des équipements de collectivités, mais aussi sur des bâtiments de PME et d’artisans.

La mesure évoquée par le gouvernement s’inscrit dans le PLF 2027 et pourrait déboucher, après audit, sur une réduction de certains tarifs d’achat. Enerplan souligne que le gain budgétaire attendu n’est, à ce stade, pas chiffré par le ministère.

Un écart entre tarif cible et tarif constaté

D’après le communiqué, le ministère justifie cette démarche par l’écart entre un tarif cible de 92 €/MWh, qui aurait été notifié à la Commission européenne, et un tarif moyen constaté d’environ 110 €/MWh.

Enerplan conteste cependant l’interprétation de cet écart. Le syndicat rappelle que les producteurs n’ont pas fixé eux-mêmes les tarifs : ceux-ci résultent de l’arrêté S21 et de ses mécanismes d’indexation. L’évolution des montants versés serait donc, selon lui, la conséquence des règles définies par l’État et du contexte inflationniste qui a affecté les équipements, les matières premières et les taux d’intérêt.

Le syndicat insiste également sur la différence entre niveau du tarif et rentabilité effective. Une rémunération exprimée en €/MWh ne permettrait pas, à elle seule, de conclure à une éventuelle sur-rémunération : il faudrait tenir compte du coût d’investissement et des conditions de financement propres à chaque projet.

Agriculteurs et collectivités en première ligne

Pour Enerplan, les conséquences pourraient être particulièrement sensibles pour le monde agricole. Dans de nombreux projets, les revenus photovoltaïques contribuent au financement des hangars ou autres bâtiments supportant les installations.

Les collectivités sont également concernées, avec des recettes parfois intégrées dans leurs budgets. Enfin, Enerplan rappelle que nombre de ces opérations ont été financées par des banques régionales ou par l’épargne collectée via le financement participatif.

Le syndicat souligne par ailleurs que le mécanisme d’obligation d’achat peut aussi bénéficier à la collectivité : lorsque les prix de marché dépassent le tarif contractuel, comme ce fut le cas en 2022, les producteurs ne captent pas la totalité de cette hausse, l’écart venant réduire les charges de service public de l’énergie.

Enerplan invoque la stabilité contractuelle

Au-delà du niveau des tarifs, Enerplan place le débat sur le terrain de la confiance des investisseurs. Le syndicat estime qu’une modification de contrats établis selon les règles fixées par l’État pourrait peser sur la perception du risque réglementaire par les producteurs, les banques et les investisseurs.

Cette inquiétude intervient alors que le cadre du solaire sur bâtiments connaît déjà plusieurs évolutions. La PPE3 prévoit notamment un recours accru aux appels d’offres pour le photovoltaïque de 100 à 500 kWc, avec des volumes dédiés au petit solaire sur bâtiment.

Une demande de retrait de la mesure

Enerplan demande donc au gouvernement de retirer la disposition du PLF 2027. À défaut, le syndicat réclame la publication préalable de la méthode d’audit, l’exclusion des projets dont la rentabilité resterait conforme aux paramètres de l’arrêté S21 et l’ouverture d’une concertation avant l’examen parlementaire.

Son président Daniel Bour dénonce, dans des termes particulièrement sévères, l’absence de concertation et le risque que cette annonce fait peser sur les entreprises de la filière. Il appelle le gouvernement à revenir rapidement sur cette disposition.

Pour Enerplan, le débat dépasse ainsi le seul niveau de soutien accordé à quelques milliers de centrales : c’est la stabilité du cadre contractuel du photovoltaïque et, par ricochet, la capacité de la filière à attirer durablement des financements qui sont en jeu.

Télécharger le communiqué de presse

    

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 jeudi 17 septembre, Michel-Édouard Leclerc a livré un plaidoyer très direct en faveur de l’électrification, du solaire et, plus largement, de la décarbonation des activités commerciales. Le président du comité stratégique des centres E.Leclerc revendique une stratégie d’action rapide, indépendante des hésitations du débat public, avec un objectif annoncé de près de 2 millions de mètres carrés de panneaux solaires. 

Michel-Édouard Leclerc ne veut pas attendre. Interrogé sur BFM Business le 17 septembre, le dirigeant de l’enseigne E.Leclerc a défendu une approche résolument pragmatique de la transition énergétique : avancer dans la décarbonation par l’électrification, le solaire et la concurrence entre enseignes.

« Avec les Leclerc, avec mes concurrents, dans une saine concurrence, on va aller plus vite pour la décarbonation », a-t-il expliqué, avant d’ajouter : « L’électricité, on y va à fond. » L’entretien a été diffusé dans La Grande Interview BFM La Tribune, où Michel-Édouard Leclerc était reçu notamment par Hedwige Chevrillon.

Bientôt deux millions de mètres carrés de panneaux solaires

Le propos le plus marquant concerne directement le photovoltaïque. Michel-Édouard Leclerc annonce que l’enseigne devrait bientôt atteindre 2 millions de mètres carrés de panneaux solaires.

Il inscrit ce déploiement dans une stratégie plus large de réduction de l’empreinte carbone du groupe : « On s’est donné comme objectif de décarboner la moitié de notre activité d’ici 2035. »

Pour le dirigeant, cette orientation ne doit pas dépendre des fluctuations du débat politique ou géopolitique. Il affirme vouloir poursuivre la trajectoire engagée sans attendre que se stabilisent les controverses sur les relations Chine–États-Unis ou sur les politiques climatiques internationales.

BFM Business a d’ailleurs résumé sa position de manière très claire : Michel-Édouard Leclerc entend aller « plus vite » sur la décarbonation, en poussant fortement l’électricité et les panneaux solaires.

Le « vert » comme valeur patrimoniale

Le dirigeant va plus loin en donnant à la performance environnementale une dimension patrimoniale.

À ses yeux, un magasin performant sur le plan environnemental pourrait demain bénéficier d’une valorisation comparable à celle d’un logement bénéficiant d’un bon classement énergétique.

Il établit ainsi un parallèle entre la valeur environnementale d’un bâtiment, les systèmes de notation appliqués aux produits de consommation et la performance des surfaces commerciales.

Cette logique traduit un changement de perspective : la décarbonation n’est plus seulement présentée comme une contrainte réglementaire ou une responsabilité environnementale, mais comme un élément susceptible de renforcer la valeur économique des actifs.

« Nous, l’écologie, on prend ! »

Michel-Édouard Leclerc revendique également une volonté d’avancer sur l’information environnementale des produits.

Il cite notamment les marques textiles de l’enseigne, soumises à des démarches d’évaluation environnementale, ainsi que la volonté d’afficher progressivement des informations relatives à l’empreinte carbone des marques de distributeur.

Son discours repose sur une idée simple : les entreprises peuvent avancer plus rapidement que le calendrier du débat politique.

« Nous, l’écologie, on prend ! », résume-t-il, selon l’extrait diffusé par BFM Business.

« Ils se demandent encore s’il faut pousser les panneaux solaires… Nous, on y va ! »

La conclusion de son intervention résonne particulièrement dans le secteur photovoltaïque.

Michel-Édouard Leclerc oppose le volontarisme des acteurs économiques aux controverses récurrentes sur le mix électrique français :

« Ils en sont encore à se demander s’il faut pousser les panneaux solaires ou si ça contredit le nucléaire. On y va ! »

Une formule qui résume une position assumée : pour le dirigeant de E.Leclerc, le développement du solaire et l’électrification ne doivent pas attendre que le débat entre nucléaire et renouvelables soit définitivement tranché.

Avec près de 2 millions de mètres carrés de panneaux solaires annoncés et un objectif de réduction de moitié de l’empreinte carbone de l’activité d’ici 2035, le mouvement E.Leclerc entend ainsi faire du solaire l’un des instruments concrets de sa stratégie de décarbonation.

    

Plein Soleil : Au sein de votre activité tournée vers le solaire résidentiel en autoconsommation, le stockage a-t-il la cote ?

Guillaume Bodson : Nous avons commencé à commercialiser une offre de stockage il y a trois ans déjà. Aujourd’hui, notre offre SolarBoost, PV+batterie représente entre 90 et 95% de notre business. Le stockage est devenu incontournable. Solaire et batterie sont deux mondes qui cohabitent. Nous avons même ouvert cette offre à des partenaires certifiés, une quinzaine à ce jour, qui nous permet de couvrir l’ensemble du territoire. SolarBoost a le vent en poupe. Nous disposons ainsi aujourd’hui d’un parc de plusieurs centaines de batteries.

PS : Comment parvenez-vous à valoriser l’apport de la batterie auprès de vos clients ?

GB : Il faut savoir qu’Octopus Energy dispose de la double casquette d’installateur et de fournisseur d’énergie. En tant que fournisseur, nous sommes en capacité de valoriser une solution hybride solaire à la maille du contrat d’énergie. C’est notre valeur ajoutée. Nous assurons ainsi le rôle de responsable d’équilibre et pilotons le parc de batteries ce qui nous permet de rémunérer nos clients en fonction de la capacité de la batterie. Par exemple, pour 10 kWh, nous octroyons 30 euros par mois pendant trois ans.

Attention cependant, nous sommes très pointilleux sur le choix de la batterie, sa capacité, son potentiel de charge et décharge, sa durée de vie et le software qui est aujourd’hui un maillon essentiel dans la finesse de pilotage. Nous avons ainsi sélectionné cinq à six partenaires industriels qui offrent des garanties en la matière. L’enjeu est beaucoup sur le soft pour optimiser la rentabilité économique.

 PS : Ce qui veut dire, et vous nous en ferez part lors de la formation, qu’il est possible de trouver des poches de valeur avec une batterie ?

GB : Absolument. Quand on évoque la valorisation via le stockage, les gens pensent immédiatement à l’achat/revente. Mais il s’agit d’une toute petite poche qui nécessite des conditions optimales comme un spread super élevé pour rentabiliser l’opération. Il y a aussi les services systèmes. Mais là où nous tirons notre épingle du jeu en tant que fournisseur, c’est dans l’atténuation du risque. Un peu comme pour les assurances. Je m’explique. Le client a un prix fixé pour l’année, nous par quart d’heure. Par cette temporalité, il est possible pour nous, grâce au pilotage des batteries, de dérisquer nos enjeux de services en énergie à nos clients. Une poche de valorisation non négligeable que j’expliquerais en détail lors de la formation.

Pour s’inscrire à la formation de jeudi prochain

    

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 !

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Photovoltaïque, autoconsommation, monitoring et solaire thermique seront au programme d’une nouvelle semaine de formations gratuites organisée par Tecsol du 5 au 9 octobre. Chaque jour, de 14h à 15h, un cours en ligne d’une heure permettra d’aborder un thème concret et directement opérationnel.

Tecsol renouvelle début octobre son programme de cours gratuits de formation à l’énergie solaire. Pendant cinq jours, du 5 au 9 octobre, professionnels, porteurs de projets et personnes souhaitant approfondir leurs connaissances pourront suivre gratuitement une série de rendez-vous en ligne consacrés au photovoltaïque, à l’autoconsommation et au solaire thermique.

Le principe est simple : un thème par jour, une heure de formation, de 14h à 15h. L’objectif est de proposer des contenus accessibles, ciblés et utiles pour mieux comprendre les principaux enjeux techniques, réglementaires et économiques des projets solaires.

Cinq rendez-vous, cinq thèmes

La semaine débutera le 5 octobre avec une session intitulée « Maîtrisez l’autoconsommation solaire », consacrée aux fondamentaux et aux principales clés de réussite d’un projet.

Le 6 octobre, la formation portera sur le cadre juridique de l’autoconsommation, un sujet devenu incontournable à mesure que les projets se diversifient et que les montages se complexifient.

Le 7 octobre, Tecsol proposera un cours consacré à l’autoconsommation collective, avec pour objectif d’aider les participants à mieux appréhender les différentes étapes nécessaires à la réussite d’un projet.

Le 8 octobre, place au monitoring photovoltaïque. Cette session sera centrée sur le suivi de la performance des installations et sur les outils permettant d’identifier les écarts de production ou les dysfonctionnements.

Enfin, le 9 octobre, la semaine se conclura par une formation dédiée au solaire thermique, avec un focus sur les moyens de maximiser les performances des installations.

Avec ce format d’une heure par jour, Tecsol entend proposer une approche pratique de la formation, compatible avec les contraintes professionnelles des participants.

Une formule courte et accessible

Ces rendez-vous constituent aussi une occasion de mettre à jour ses connaissances, découvrir de nouveaux sujets et échanger autour des évolutions du secteur solaire, qu’il s’agisse du photovoltaïque, de l’autoconsommation ou du solaire thermique.

Les cinq cours sont proposés gratuitement et en ligne.

Programme et inscription gratuite