Le photovoltaïque s’impose progressivement comme un équipement à part entière du bâtiment. Pour aider maîtres d’ouvrage, bureaux d’études, architectes, entreprises du BTP et professionnels du solaire à anticiper son intégration dès la conception, Tecsol organise le 15 octobre 2026 une journée de formation en ligne consacrée aux bâtiments « PV Ready ».  

Entre obligations de solarisation, RE2020, exigences assurantielles et recherche de performance énergétique, la question n’est plus seulement de savoir si un bâtiment recevra un jour du photovoltaïque, mais dans quelles conditions il pourra l’accueillir efficacement.

Concevoir un bâtiment « PV Ready », neuf ou rénové, consiste précisément à préparer en amont les structures, les réservations, les interfaces techniques et le futur modèle de valorisation de l’énergie. L’objectif est d’éviter les adaptations tardives, les surcoûts et les incompatibilités qui apparaissent encore trop souvent lorsque le photovoltaïque est ajouté après coup.

Une approche complète, de la réglementation à l’exploitation

La matinée sera consacrée au contexte réglementaire et à la conception d’un bâtiment solarisable. Seront notamment abordées les obligations de solarisation, la RE2020, les données environnementales des produits via les FDES, PEP et la base INIES, ainsi que les contraintes propres aux bâtiments industriels, tertiaires, commerciaux et agricoles.

La formation traitera également des choix de couverture, des procédés d’intégration photovoltaïque, des enjeux Broof T3, APSAD, assurances et maintenance, ainsi que des conditions d’accès et de sécurité nécessaires à l’exploitation future de l’installation.

Anticiper aussi le montage juridique et économique

L’après-midi sera consacré au montage et à la sécurisation du projet : modèles de valorisation de l’électricité, répartition des responsabilités entre maître d’ouvrage, exploitant et investisseur, autorisations d’urbanisme, constitution des dossiers et délais d’instruction. Une dernière séquence présentera des solutions de marché et des retours industriels.

Les intervenants seront Sébastien Decottegnie, ingénieur et responsable formation chez Tecsol, Loïc Girard, ingénieur et responsable d’agence Tecsol, ainsi que Justine Bain-Thouverez et Tiphaine Rich, du cabinet LLC et Associés.

Une journée en classe virtuelle

La formation se déroulera jeudi 15 octobre 2026, de 9h15 à 12h30 puis de 14h à 17h15, soit 6h30 de formation, en classe virtuelle Zoom Premium. Aucun prérequis n’est demandé. Le tarif est fixé à 250 € HT par participant.

Un support sera adressé aux participants à l’issue de la session, accompagné d’une foire aux questions reprenant les principales interrogations formulées pendant la journée.

Pour Tecsol, l’enjeu est clair : faire entrer le photovoltaïque dans la conception du bâtiment, plutôt que de tenter de l’y ajouter une fois le projet déjà figé.

Programme et inscription

    

Jules Nyssen, président du Syndicat des énergies renouvelables (SER), a dévoilé ce jeudi matin « EnR2027 – Les énergies renouvelables font campagne ». À travers 27 propositions destinées à nourrir le débat de l’élection présidentielle, l’organisation professionnelle veut replacer l’énergie au cœur des enjeux de souveraineté, de pouvoir d’achat, de compétitivité et de réindustrialisation. Le solaire y occupe une place importante, aux côtés de la flexibilité, du stockage, des boucles locales d’énergie et de la relocalisation industrielle.

Le message affiché dès la couverture du document est explicite : « L’énergie, socle d’une France souveraine, solidaire et prospère ». Pour le SER, la politique énergétique doit devenir l’un des grands thèmes de la campagne présidentielle de 2027 et permettre de fixer une trajectoire de long terme bénéficiant d’une légitimité démocratique.

L’organisation part d’un constat : malgré la décarbonation avancée de son système électrique, la France reste fortement dépendante des énergies fossiles importées, qui représentent encore, selon le document, 60 % de la consommation finale d’énergie. Cette dépendance expose ménages et entreprises aux fluctuations des marchés internationaux et aux crises géopolitiques.

Sortir du débat opposant les différentes filières

Le SER plaide pour une approche globale du système énergétique, refusant d’opposer les différentes technologies bas-carbone. L’électricité représente aujourd’hui environ 27 % de la consommation énergétique française et son poids est appelé à augmenter avec l’électrification des transports, du chauffage et de l’industrie. Mais l’organisation estime qu’une partie importante des usages devra continuer à être décarbonée autrement, notamment grâce aux bioénergies et aux géothermies.

Dans cette perspective, les énergies renouvelables sont présentées comme le cœur d’une offre énergétique appelée à croître aux côtés du parc nucléaire. Le SER demande une programmation stable jusqu’en 2050, accompagnée d’une stratégie quinquennale consacrée à la flexibilité, tout en renforçant la coordination entre production, réseaux et foncier.

Faire de la flexibilité un levier de pouvoir d’achat

L’une des propositions les plus directement liées au développement du photovoltaïque consiste à mieux exploiter les périodes d’abondance électrique.

Plutôt que de considérer les prix spot très bas, voire négatifs, comme une anomalie, le SER propose d’inciter ménages et entreprises à déplacer leur consommation vers ces périodes : chauffe-eau, recharge des véhicules électriques, électroménager ou procédés industriels pourraient ainsi être pilotés en fonction de la disponibilité de l’électricité.

L’organisation veut aller au-delà du système traditionnel heures pleines/heures creuses et favoriser le développement de solutions de type « smart grid », permettant de transmettre et d’exploiter plus directement le signal-prix.

Une orientation particulièrement cohérente avec la progression du photovoltaïque : produire davantage suppose désormais de pouvoir consommer, stocker ou déplacer les usages au moment où l’électricité solaire est disponible.

Solariser le logement social

Le document consacre également une proposition spécifique au parc HLM, que le SER souhaite transformer en « amortisseur énergétique » pour les ménages.

Les bailleurs sociaux pourraient conclure des contrats d’achat d’énergie renouvelable à long terme afin de sécuriser une partie du prix de l’énergie de leurs locataires. Ils pourraient également devenir eux-mêmes producteurs en utilisant leur patrimoine immobilier et foncier pour installer du photovoltaïque sur les toitures et parkings.

Le SER souhaite parallèlement faciliter les contrats de long terme entre producteurs d’énergies renouvelables et collectivités publiques.

Un « bouclier énergétique universel »

Le volet social occupe une place importante dans les propositions. Le SER avance notamment l’idée d’un « bouclier énergétique universel » regroupant différents dispositifs existants d’aide à la transition.

Son principe serait de permettre aux ménages d’investir dans la décarbonation sans que leur « reste à charge énergétique » dépasse leur facture antérieure. Pour les bénéficiaires répondant aux conditions de ressources envisagées, ce reste à charge serait plafonné à 10 % du revenu mensuel. Le SER propose de financer ce mécanisme notamment par les recettes du futur marché européen du carbone ETS 2.

L’objectif affiché est de faire de la transition énergétique une transformation accessible au plus grand nombre, le SER estimant qu’une transition perçue uniquement comme une succession de contraintes risquerait de renforcer les fractures sociales et territoriales.

Mobiliser l’épargne pour financer les EnR

Autre proposition : la création d’un fonds de transition énergétique alimenté par l’épargne privée, éventuellement complété par une enveloppe de 5 à 10 milliards d’euros provenant des livrets réglementés.

Ce fonds pourrait notamment contribuer au financement de projets renouvelables, de centrales bénéficiant au parc social ou encore de boucles locales d’énergie associant des acteurs publics.

À travers cette proposition, le SER cherche à mobiliser de nouvelles sources de capitaux au moment où le coût du financement devient un paramètre déterminant pour les projets solaires, particulièrement intensifs en investissement initial.

Une politique industrielle pour le solaire

Le document fait également de la réindustrialisation l’un des piliers de la stratégie énergétique proposée pour le prochain quinquennat.

Selon les chiffres présentés par le SER, les filières renouvelables représentaient en 2024 427 000 emplois directs et indirects en France métropolitaine, dont 78 000 pour le solaire. Elles auraient par ailleurs généré 2,172 milliards d’euros de retombées fiscales locales, dont 296 millions pour la seule filière solaire.

Le SER défend dans ce cadre une politique européenne donnant davantage de poids au « Made in Europe » pour les équipements stratégiques : panneaux photovoltaïques, onduleurs, batteries ou éoliennes. Le document associe cette ambition industrielle à des investissements renforcés dans la recherche, à des procédures d’autorisation simplifiées et à une attention accrue portée à la cybersécurité des équipements énergétiques.

Les renouvelables comme protection contre les crises énergétiques

Le SER s’appuie également sur les conclusions récemment publiées par la Commission de régulation de l’énergie. Le document reprend notamment l’estimation selon laquelle les capacités renouvelables ajoutées entre 2020 et 2025 auraient contribué à réduire les prix de marché d’environ 20 €/MWh en moyenne en 2025, pour un gain estimé à 8 milliards d’euros pour les consommateurs.

L’organisation voit dans cette évolution un argument pour considérer les dépenses liées à la transition non plus seulement comme des charges, mais comme des investissements permettant de réduire à terme l’exposition de l’économie française aux combustibles fossiles importés.

« Les énergies renouvelables font campagne »

Avec EnR2027, le Syndicat des énergies renouvelables ne présente pas un programme électoral au sens partisan du terme : il met à disposition des candidats et du débat public un ensemble de propositions portées par la profession. Le SER, qui fédère plus de 500 adhérents issus des différentes filières renouvelables, se présente comme le porte-parole du secteur auprès des pouvoirs publics.

Le fil conducteur des 27 propositions est néanmoins clairement politique au sens énergétique du terme : faire de la réduction de la dépendance aux fossiles un projet associant souveraineté, protection du pouvoir d’achat, développement industriel et décarbonation.

Et pour la filière photovoltaïque, plusieurs orientations se dégagent nettement : accélérer le développement des capacités, mieux synchroniser production et consommation, développer la flexibilité et le stockage, faciliter les projets locaux et redonner une perspective industrielle européenne au solaire.

Lire le document

    

Intervenant à l’Université de l’Autoconsommation Photovoltaïque, Hadrien Clément, vice-président d’Enerplan, a défendu une thèse simple : la France sous-estime la hausse à venir de la consommation électrique, en particulier celle liée aux data centers. Dans ce contexte, il juge indispensable d’accélérer le solaire, le stockage et le pilotage de la demande, plutôt que de freiner leur développement.

Pour Hadrien Clément, le débat sur la consommation électrique française est en train de changer d’échelle. « Il y a un énorme éléphant au milieu de la pièce : ce sont les data centers », a-t-il lancé devant les participants à l’UAPV.

Le vice-président d’Enerplan s’appuie notamment sur la forte croissance des demandes de raccordement enregistrées par RTE. Le gestionnaire du réseau indiquait en mai 2026 avoir réservé près de 18 GW de capacité pour environ 80 projets de data centers, contre environ 5 GW fin 2024. RTE souligne toutefois que ces puissances ne seront pas appelées immédiatement : les opérateurs anticipent une montée en charge progressive sur dix à quinze ans et tous les projets annoncés ne se réaliseront pas.

Les data centers changent l’équation électrique

C’est précisément sur ce point qu’Hadrien Clément invite à la vigilance. Il considère que les projections de consommation doivent désormais intégrer beaucoup plus fortement l’essor du numérique et de l’intelligence artificielle.

RTE retient pour sa part une trajectoire plus progressive : la consommation des data centers pourrait atteindre 15 à 20 TWh en 2030, puis 23 à 28 TWh en 2035, soit environ 4 % de la consommation électrique française à cet horizon.

L’écart entre les puissances de raccordement demandées et la consommation effectivement anticipée constitue donc l’un des points majeurs du débat. Pour le responsable d’Enerplan, la prochaine actualisation des prévisions de RTE devra être examinée avec attention : il estime que la montée des besoins électriques pourrait être plus rapide que prévu.

« Qui dit consommation dit production »

La conséquence, selon lui, est immédiate : si la consommation augmente fortement, de nouveaux moyens de production devront être disponibles suffisamment vite.

Sur ce terrain, Hadrien Clément met en avant la rapidité de déploiement du photovoltaïque. Sans entrer dans le débat sur le rôle futur du nucléaire, il rappelle que de nouvelles centrales nucléaires nécessitent des délais très longs, alors que le solaire et les batteries peuvent être installés dans des horizons beaucoup plus courts.

Son raisonnement conduit à considérer le photovoltaïque non plus seulement comme une production intermittente, mais comme un élément d’un système associant production, stockage et pilotage.

L’été 2026 comme démonstration

Hadrien Clément s’est également appuyé sur les événements de l’été 2026 pour illustrer son propos.

Les vagues de chaleur et la sécheresse ont effectivement entraîné, selon RTE, environ 10 TWh de production nucléaire perdue en raison des contraintes thermiques. L’hydraulique a également été fortement affecté : avec 10,8 TWh produits entre juin et août, 2026 constitue la deuxième plus faible production hydraulique estivale observée depuis cinquante ans.

Dans le même temps, le solaire a produit 14,8 TWh entre juin et août, contre 12,5 TWh à l’été 2025. Cette progression tient à la fois à un fort ensoleillement et à l’augmentation du parc installé.

Pour Hadrien Clément, cet épisode montre que le photovoltaïque peut apporter une contribution significative lorsque d’autres moyens de production sont contraints.

Le solaire devient pilotable

Autre argument avancé : la possibilité de piloter rapidement les installations photovoltaïques grâce à l’électronique de puissance.

« Maintenant, on sait qu’il est pilotable », insiste-t-il. Les onduleurs permettent en effet de réduire ou d’interrompre très rapidement la production lorsque le système électrique en a besoin.

Mais, pour le vice-président d’Enerplan, l’enjeu majeur est surtout de déplacer dans le temps l’énergie solaire grâce au stockage, afin de transférer une partie de la production de la mi-journée vers la pointe du soir.

Il met ainsi en avant le couple solaire + batterie, qui permettrait selon lui de fournir une énergie pilotable à un coût compétitif.

Le prix élevé des heures du soir

Hadrien Clément a également attiré l’attention sur les fortes variations de prix observées au cours de l’été. Il évoque des pointes supérieures à 400 €/MWh entre 19 heures et 22 heures, qu’il attribue moins au solaire lui-même qu’à l’insuffisance de stockage et au recours à des moyens thermiques lors de la baisse de la production photovoltaïque.

Son argument est que le stockage permettrait de déplacer une partie de l’électricité solaire produite à midi vers ces heures de forte valeur.

L’idée rejoint les analyses récentes de la CRE sur l’impact économique du développement des renouvelables. La Commission estime que l’augmentation du parc entre 2020 et 2025 a réduit les prix de marché d’environ 20 €/MWh en moyenne en 2025, comparativement à un parc resté à son niveau de 2020.

« On ne va pas se faire avoir deux fois »

Le ton d’Hadrien Clément se fait particulièrement ferme lorsqu’il évoque les prévisions de consommation électrique.

Selon lui, les estimations passées ont sous-évalué certains développements à court terme. Enerplan entend donc examiner de près la prochaine mise à jour des analyses de RTE.

« On va être vigilants. On ne va pas se faire avoir deux fois », prévient-il.

Cette critique doit toutefois être replacée dans le contexte des propres scénarios de RTE : le gestionnaire du réseau souligne que plus de 200 projets industriels représentant près de 33 GW sont aujourd’hui en attente de raccordement au réseau haute tension, parmi lesquels figurent data centers, électrolyseurs et industries lourdes.

« Refuser le solaire est une erreur économique »

Au-delà des questions techniques, Hadrien Clément insiste enfin sur l’acceptabilité du photovoltaïque.

Selon lui, la grande diversité des installations possibles — toitures, parkings, bâtiments industriels, centrales au sol, autoconsommation — permet d’intégrer le solaire dans de nombreux territoires et à différentes échelles.

Il en tire une conclusion particulièrement offensive : « Refuser le solaire, c’est une erreur sociale, sociétale, environnementale, climatique et absolument économique. »

Et, selon lui, le principal obstacle n’est désormais plus technologique. Le photovoltaïque peut être piloté, associé aux batteries et déployé rapidement. « Ce n’est pas un blocage technologique, c’est un blocage réglementaire », conclut-il.

Derrière cette intervention se dessine ainsi le message qu’Enerplan entend porter : face à l’électrification des usages et à l’arrivée de nouveaux consommateurs massifs comme les data centers, le débat ne devrait plus porter seulement sur la quantité d’électricité à produire, mais sur la capacité du système à déployer rapidement du solaire, du stockage et des flexibilités pour fournir l’électricité au moment où elle sera réellement nécessaire.

    

Alors que la transition énergétique s’accélère, la France dispose d’atouts uniques pour prendre la tête de la révolution « électrotech ». Pouvoir d’achat, souveraineté, impératif climatique : le livre blanc publié ce jour par Octopus Energy France, s’appuyant sur les travaux indépendants menés avec le cabinet Compass Lexecon, démontre que la bascule vers l’électrification et les gains liés à la production des énergies renouvelables permettrait d’économiser jusqu’à 6,7 milliards d’euros par an d’ici 2030, sans surcoût pour les finances publiques – soit minimum 60 milliards en une décennie. En période de crise, le gain est démultiplié, le seul pilotage de consommation permettrait de rapporter 12 milliards d’euros par an. 

« Les atouts de départ de la France sont considérables : un mix électrique largement décarboné offrant une énergie abondante, un potentiel renouvelable diversifié, et un réseau solide. Nous avons les moyens de devenir la première grande puissance électrique. Les équipements sont là et ils fonctionnent. Quant à l’argent nécessaire, nous le brûlons déjà : chaque année, plus de 60 milliards d’euros partent à l’étranger dans l’achat de pétrole et de gaz fossiles importés – une dépense subie que l’électrification viendra remplacer, et non alourdir. Passer du combustible à l’électron, c’est mettre fin à une exposition géopolitique permanente et reprendre le contrôle. C’est tout cela l’objet du livre blanc que nous révélons aujourd’hui » explique Céline Stein, PDG d’Octopus Energy France.

Trois piliers pour débloquer tout le potentiel du système électrique

Le livre blanc d’Octopus Energy France publié ce jour identifie les gains économiques massifs et les leviers d’action à activer sur les trois maillons de la chaîne électrique :

1. Produire – un gain net de 2 milliards d’euros par an
Poursuivre le déploiement des énergies renouvelables d’ici 2030 apportera un bénéfice économique direct et net au consommateur français. Au-delà de l’impact sur les prix, les renouvelables agissent comme une assurance contre les crises : en 2022, leur absence aurait ainsi coûté 18 milliards d’euros supplémentaires aux consommateurs.

2. Consommer au bon moment – 1 à 3,3 milliards d’euros par an
La flexibilité de la demande constitue une véritable infrastructure invisible, faite de millions de gestes du quotidien comme la recharge nocturne d’une voiture électrique. Pour un ménage, la recharge pilotée d’un véhicule représente à elle seule, par exemple, environ 250 euros d’économie par an. A cela s’ajoute une baisse des prix de gros grâce au décalage des consommations, dont les gains peuvent aller jusqu’à 3,3Mds d’euros par an si le pilotage des usages était généralisé.

3. Acheminer – 650 millions à 1,3 milliard d’euros d’investissements économisés par an
Le réseau électrique étant dimensionné pour répondre aux pics de consommation, il fonctionne le reste du temps sous sa capacité maximale. En utilisant la fléxibilité pour lisser ces pointes, la France évitera des renforcements d’infrastructures physiques particulièrement coûteux.

À l’horizon 2030, la combinaison de la production d’électricité renouvelable et de la flexibilité pourrait ainsi offrir un potentiel d’économie de 3,7 à 6,7 milliards d’euros par an. Pour le ménage français moyen, cela représente une baisse de 5 % à 9 % sur sa facture annuelle (60 à 110 € TTC), un gain démultiplié pour les foyers chauffés à l’électricité ou équipés d’un véhicule électrique. Pour appuyer cette démonstration, Octopus Energy France publie 14 recommandations stratégiques, longuement développées dans le livre blanc :

Axe 1 : Produire pour concrétiser les gains et bâtir une assurance anti-crise

Reco #1 – Faire de la production renouvelable un vecteur de performance nationale, pour concrétiser les 2 milliards d’euros par an de gains économiques nets apportés par les énergies renouvelables.
Reco #2 – Transformer le surplus de production décarbonée en catalyseur d’électrification et en assurance.
Reco #3 – Doter l’Etat d’une véritable gestion de risque de prix de l’énergie en transformant les contrats de soutien aux énergies renouvelables en actif stratégique au bénéfice des consommateurs.
Reco #4 – Généraliser l’intéressement tarifaire des riverains, pour ancrer l’adhésion aux énergies renouvelables par le pouvoir d’achat.

Axe 2 : Consommer au bon moment : 1 à 3,3 milliards d’euros par an, sans dépense publique

Reco #5 – Soutenir l’investissement des ménages dans le stockage résidentiel pilotable couplé au solaire.
Reco #6 – Faire de la flexibilité un levier d’intégration des centres de données au réseau.
Reco #7 – Faire de la pilotabilité et de l’interopérabilité un droit du consommateur.
Reco #8 – Reconnaître la flexibilité de la demande comme une capacité du système, à parité avec la production.
Reco #9 – Garantir à la flexibilité diffuse un accès effectif et équitable aux mécanismes de marché.

Axe 3 : Le réseau : jusqu’à 650 millions à 1,3 milliard d’euros par an d’investissements économisés

Reco #10 : Mieux récompenser la valeur que l’usager crée pour le réseau.
Reco #11 : Considérer la flexibilité locale comme une alternative de plein droit aux travaux d’infrastructures physiques.
Reco #12 : Répondre aux besoins du réseau à moindre coût pour la collectivité, et le démontrer.

Axe 4 : La stabilité comme politique publique

Reco #13 : Garantir l’avantage économique. de l’électrification, toutes taxes comprises, plutôt que de la subventionner
Reco #14 : Protéger le consommateur des allégations trompeuses sur le coût de l’électrification.

Pour télécherger le Livre Blanc

    

Newheat va concevoir, financer, construire et exploiter une centrale solaire thermique de 18,5 MWth sur le site laitier d’Agrial à Herbignac, en Loire-Atlantique. Avec 22 000 m² de capteurs et un stockage thermique de 4 000 m³, l’installation doit fournir près de 10 700 MWh de chaleur renouvelable par an et réduire d’environ 12 % la consommation de gaz naturel du site. Présenté comme la plus grande centrale solaire thermique de France, le projet illustre le potentiel du solaire pour décarboner directement les procédés industriels.

Le site d’Herbignac transforme chaque année environ 650 millions de litres de lait pour l’activité « Ingrédients & Nutrition » d’Agrial. Le projet, baptisé Euriasol, est développé depuis 2021 et franchit désormais une nouvelle étape avec la mise en place d’un contrat de fourniture de chaleur de long terme entre Agrial et Newheat.

22 000 m² de capteurs solaires et 4 000 m³ de stockage

L’installation reposera sur 22 000 m² de capteurs solaires thermiques, implantés sur environ 6 hectares, pour une puissance totale de 18,5 MWth. Elle sera associée à une cuve de stockage thermique de 4 000 m³, destinée à décaler dans le temps une partie de la production solaire et à mieux l’adapter aux besoins de l’usine.

La centrale devrait livrer près de 10 700 MWh de chaleur renouvelable par an. L’infrastructure alimentera huit consommateurs industriels répartis sur cinq procédés distincts, avec des niveaux de température et des exigences de disponibilité différents. Newheat souligne que l’ensemble a été conçu pour pouvoir intégrer progressivement d’autres sources de chaleur décarbonée.

Environ 1 360 tonnes de CO₂ évitées chaque année

Selon Newheat et Agrial, le dispositif permettra d’éviter environ 12 % de la consommation annuelle de gaz naturel du site, soit près de 1 360 tonnes de CO₂ par an. Sur les vingt-cinq années du contrat, les émissions évitées dépasseraient ainsi 34 000 tonnes de CO₂.

Pour Agrial, cette opération s’inscrit dans le cadre de son Plan Climat, qui prévoit une réduction de 35 % de l’empreinte carbone du groupe d’ici 2035 par rapport à 2019, avec notamment un objectif de division par deux des émissions directes liées à l’énergie, au transport, aux emballages et aux déchets.

Newheat prend en charge l’investissement et l’exploitation

Le modèle retenu repose sur une fourniture de chaleur sur le long terme : Newheat finance et exploite l’infrastructure, tandis qu’Agrial achète la chaleur produite. Selon Newheat, ce dispositif permet à l’industriel de ne pas avoir à porter directement l’investissement ni la complexité de l’ingénierie du projet.

Le projet bénéficie par ailleurs du soutien financier de l’ADEME et de la Région Pays de la Loire. Le financement associe également le Crédit Coopératif, la Banque Populaire Aquitaine Centre Atlantique et une campagne de financement participatif via Lendosphere.

Le solaire thermique gagne du terrain dans l’industrie

Pour Newheat, il s’agit de sa neuvième installation et d’une nouvelle démonstration de la capacité du solaire thermique à fournir directement de la chaleur industrielle. Le développeur avait déjà mis en service une centrale solaire thermique de 15 000 m² pour l’usine Lactalis de Verdun, connectée au procédé de séchage du site.

À Herbignac, le changement d’échelle est significatif. Avec 18,5 MWth, le projet confirme que le solaire thermique peut désormais dépasser le cadre de la chaleur basse température pour devenir une véritable infrastructure énergétique industrielle, combinant production renouvelable, stockage et pilotage des usages.

Dans un contexte où la nouvelle Programmation pluriannuelle de l’énergie affiche l’ambition de doubler la production de chaleur renouvelable d’ici 2032, Newheat voit dans ce modèle une solution réplicable pour réduire la dépendance au gaz des sites industriels.

    

Neoen a lancé cet été la construction de trois nouveaux parcs solaires et d’un parc éolien en France, pour une puissance cumulée de 101 MW. L’opération comprend notamment la future centrale BA 217 de 41 MWc à Brétigny-sur-Orge, appelée à devenir la plus grande centrale photovoltaïque d’Île-de-France, ainsi que deux projets agrivoltaïques dans le Cher et en Charente. Avec ces chantiers, Neoen dépasse désormais 2,5 GW de capacités en exploitation ou en construction dans l’Hexagone.

BA 217 : 41 MWc sur une ancienne base militaire

Le projet le plus important est la centrale solaire BA 217, d’une puissance de 41 MWc, implantée sur des terrains de l’ancienne base militaire de Brétigny-sur-Orge, à cheval sur les communes du Plessis-Pâté et de Brétigny-sur-Orge, dans l’Essonne. Le projet avait été attribué à Neoen en 2021 dans le cadre de l’initiative « Place au Soleil » du ministère des Armées.

Après une importante opération de dépollution pyrotechnique du site, Neoen a confié la construction et la maintenance à Eiffage Énergie Systèmes. La mise en service est prévue au premier semestre 2028. À cette date, BA 217 deviendra, selon Neoen, la plus grande centrale photovoltaïque d’Île-de-France.

Deux projets agrivoltaïques avec élevage ovin

À Saint-Just, dans le Cher, Neoen développe un parc agrivoltaïque de 30 MWc. Le projet associera production d’électricité et élevage ovin, avec la construction d’une nouvelle bergerie destinée à accueillir un troupeau d’environ 150 moutons. La réalisation et la maintenance du parc ont été confiées à Sireos, pour une mise en service elle aussi attendue au premier semestre 2028.

Le second projet agrivoltaïque, La Ferme des Cros, en Charente, affichera une puissance de 16 MWc. Il combinera également production photovoltaïque et activité ovine. Eiffage Énergie Systèmes assurera sa construction et sa maintenance, avec une entrée en service également programmée au premier semestre 2028.

Au total, les trois projets solaires représentent donc 87 MWc.

Un parc éolien de 14 MW en Haute-Vienne

Le quatrième projet est le parc éolien de Moulin à Vent, en Haute-Vienne. D’une puissance de 14 MW, il sera composé de trois éoliennes et devrait produire environ 28,5 GWh par an, soit l’équivalent de la consommation électrique annuelle d’environ 12 000 personnes. Sa mise en service est prévue fin 2027.

La construction a été confiée à Vestas, Atlas Fondations et Colas. Le projet s’accompagne également d’un mécénat en faveur d’un centre culturel, artistique et musical du Haut-Limousin.

Plus de 2,5 GW en France

Avec ces quatre nouveaux projets, Neoen indique dépasser désormais 2,5 GW de capacités en exploitation ou en construction en France, dont 1,8 GW détenus directement et 700 MW gérés pour le compte de tiers. L’entreprise prévoit par ailleurs qu’environ 300 MW supplémentaires devraient entrer en construction en France au cours des douze prochains mois.

Christophe Desplats-Redier, CEO France de Neoen, souligne que 2026 constitue « une année importante » pour l’entreprise en France. De son côté, Xavier Barbaro, CEO du groupe, rappelle que Neoen a lancé plus de 500 MW de nouveaux projets depuis le début de l’année, contribuant à son objectif mondial de 2 GW de nouvelles capacités par an.

Pour Neoen, ces quatre chantiers illustrent la diversité des modèles aujourd’hui à l’œuvre dans le développement des renouvelables en France : reconversion de foncier militaire, agrivoltaïsme, production éolienne et coopération avec les acteurs locaux.

    

À l’occasion du salon agricole SPACE, Émeraude Solaire (Miniac-Morvan, 35) et les Chambres d’agriculture de Bretagne et des Pays de la Loire ont officialisé leur partenariat dans le cadre de l’Appel à Manifestation d’Intérêt (AMI) lancé pour accompagner et sécuriser les projets photovoltaïques des agriculteurs des deux régions. A l’ouest, des paysans solaires !

La démarche portée conjointement par les Chambres d’agriculture de Bretagne et des Pays de la Loire vise à proposer aux exploitants agricoles une offre photovoltaïque fiable, compétitive et sécurisée, dans un contexte de profonde évolution du marché de l’énergie. À l’issue de l’Appel à Manifestation d’Intérêt, Émeraude Solaire a été retenue comme partenaire, parmi 21 candidatures, pour accompagner les agriculteurs dans leurs projets photovoltaïques, notamment l’autoconsommation.

Une expertise technique et agricole reconnue. Et une solution innovante

Filiale du Groupe Emeraude Power Group, implantée dans le Grand Ouest et historiquement très présente auprès du monde agricole, Émeraude Solaire accompagne depuis 2008 les exploitants dans la conception, la construction, l’exploitation et la maintenance de leurs installations photovoltaïques. La proposition présentée dans le cadre de l’AMI s’est notamment distinguée par la solidité de son approche technique, la connaissance des contraintes propres aux exploitations agricoles et la capacité d’Émeraude Solaire à accompagner les installations sur l’ensemble de leur durée de vie. 

« Le volet innovant de la proposition d’Émeraude Solaire est le développement de nouvelles solutions afin de valoriser les actifs solaires et l’énergie par de l’autoconsommation, du stockage et de la gestion de la flexibilité énergétique » précise Xavier Borel, président d’Émeraude Solaire. L’offre intègre notamment :

• la conception et l’installation de centrales photovoltaïques adaptées aux exploitations agricoles ;
• des solutions d’autoconsommation et de stockage par batteries ;
• un accompagnement technique et administratif complet ;
• une offre renforcée de maintenance, de supervision et de service après-vente, afin de sécuriser dans le temps la production et la performance des installations.

« Une reconnaissance importante de notre engagement historique auprès du monde agricole » 

Pour les agriculteurs, cette démarche permet de bénéficier d’une étude personnalisée réalisée avec leur conseiller énergie de la Chambre d’agriculture et d’accéder à une solution de qualité négociée auprès d’un partenaire sélectionné dans le cadre de l’AMI.

« Être retenus par les Chambres d’agriculture de Bretagne et des Pays de la Loire constitue pour Émeraude Solaire une reconnaissance particulièrement importante. Depuis notre création en 2008, le monde agricole est au cœur de notre histoire et de notre développement. Nous connaissons les exploitations, leurs contraintes et leurs attentes. Dans un marché photovoltaïque qui évolue rapidement, notre responsabilité est aujourd’hui d’aller au-delà de la simple installation de panneaux : nous devons proposer aux agriculteurs des projets techniquement solides, performants et pérennes, mais aussi être présents dans la durée grâce au stockage, à la flexibilité, la supervision, à la maintenance et au service après-vente. C’est tout le sens de l’offre que nous avons construite pour cet AMI avec l’ensemble de nos équipes » poursuit Xavier Borel.

Un partenariat officialisé au SPACE à Rennes avec les deux chambres d’agriculture

La signature du partenariat est intervenue à Rennes à l’occasion du SPACE, rendez-vous majeur du monde agricole. Elle illustre la volonté commune des Chambres d’agriculture et d’Émeraude Solaire d’apporter aux exploitants une réponse concrète aux nouveaux enjeux énergétiques : maîtrise des charges, autoconsommation, valorisation des bâtiments et du foncier, stockage de l’énergie et sécurisation des investissements photovoltaïques. 

« Avec cet AMI, notre objectif est de permettre aux agriculteurs de disposer de solutions photovoltaïques lisibles, compétitives et sécurisées, tout en bénéficiant de l’accompagnement indépendant de leur Chambre d’agriculture. La qualité technique des solutions proposées, la connaissance du monde agricole, la fiabilité du partenaire et sa capacité à assurer le suivi et la maintenance des installations dans la durée ont constitué des éléments essentiels de notre démarche de sélection » conclut Vincent Boudet, Chef de Service énergie et économie circulaire à la Chambre d’agriculture Pays de la Loire et Régis Le Carluer, responsable d’équipe énergie – climat – agroforesteries à la Chambre d’agriculture de Bretagne.

    

elmy, gestionnaire d’énergie 100 % renouvelable, annonce que son offre d’électricité verte destinée aux professionnels obtient le label VertVolt de l’ADEME, niveau Choix Engagé. Jusqu’ici réservé aux particuliers, ce label s’ouvre désormais aux professionnels, qu’il s’agisse de TPE, PME, grands comptes ou acteurs publics. Explications !

Le label VertVolt valorise les offres d’électricité verte dont la production renouvelable est garantie française : le fournisseur achète l’électron et sa Garantie d’Origine au même moment, auprès du même producteur français, assurant ainsi une traçabilité certifiée de l’électricité fournie.

Le niveau Engagé du label vient certifier que pour chaque kWh consommé par ses clients, elmy achète une quantité d’électricité équivalente auprès de ses producteurs d’énergies renouvelables partenaires, conjointement aux garanties d’origine, le tout en France. La certification de l’ADEME et l’audit de l’approvisionnement d’elmy viennent ainsi prouver son engagement en faveur de la transition énergétique et du développement des énergies renouvelables. Cette offre est proposée à l’ensemble des clients professionnels d’elmy, dans le cadre du dispositif de labellisation prévu par l’ADEME.

Pour ces derniers, cette labellisation est une garantie de qualité premium et de transparence sur l’origine de leur approvisionnement, une preuve tangible à valoriser auprès de leurs parties prenantes, et une contribution concrète à la transition énergétique française. Pionnier de la gestion d’énergie 100% renouvelable, elmy confirme ainsi son engagement pour la transition énergétique. Cet engagement s’inscrit plus largement en cohérence avec la stratégie RSE d’elmy, société à mission depuis 2024, labellisée Impact 40 et Positive Company 3*.

    

Face à la hausse durable des prix de l’énergie, la Fédération des Offices Publics de l’Habitat et la Banque des Territoires ont étudié les conditions dans lesquelles les acteurs du logement social public peuvent, à partir de leur patrimoine immobilier, produire et partager localement une électricité renouvelable. Cette étude, qui identifie les modèles les plus faciles à équilibrer économiquement et les évolutions nécessaires pour permettre leur déploiement, est la 4^ème issue du partenariat avec Ressorts, Pouget Consultants et LLC & Associés. L’USH et l’ADEME ont été associées à son comité de pilotage. ACC mode d’emploi !

Au cours de la dernière décennie, les prix de l’électricité ont fortement augmenté, tandis que les crises successives ont installé une volatilité durable des marchés de l’énergie. Cette situation fragilise le budget des ménages aux revenus modestes et renchérit les dépenses énergétiques des bailleurs sociaux et des collectivités. Par leur patrimoine, leur ancrage territorial et leur lien avec les collectivités, les Offices Publics de l’Habitat sont particulièrement bien placés pour porter ces opérations. Les premiers projets montrent toutefois que leur équilibre ne va pas de soi.

Il dépend de la capacité à consommer localement l’électricité produite, de la diversité des consommateurs, du financement retenu et du cadre juridique et fiscal. C’est pour objectiver ce potentiel et déterminer les conditions de réussite des projets que la Fédération des Offices Publics de l’Habitat et la Banque des Territoires ont engagé cette étude sur les modèles de production et de valorisation locale des énergies renouvelables. Un groupe de travail réunissant huit adhérents de la FOPH y a également contribué : Advivo, Gironde Habitat, Inolya, Nantes Métropole Habitat, Orvitis, Pas-de-Calais Habitat, la RIVP et Rouen Habitat.

Du retour d’expérience à la modélisation

L’étude recense 21 projets portés par des adhérents de la FOPH dans sept régions : 16 sont en exploitation, deux en construction et trois à l’étude. Tous reposent sur des installations photovoltaïques en toiture. Ces premières opérations confirment l’intérêt du modèle, mais aussi les obstacles rencontrés : contraintes techniques liées aux bâtiments, complexité de gestion, faible valorisation des surplus et difficultés de prise en compte des volumes autoconsommés dans les factures d’électricité.

Pour déterminer les conditions de viabilité des projets, cinq macro-modèles ont été testés dans 1 116 configurations. Les simulations, réalisées sur vingt-cinq ans avec un objectif de rentabilité des fonds propres de 3 %, font varier la taille des bâtiments, l’ensoleillement, les profils de consommation, le prix de vente de l’électricité, le partage des économies et le niveau de subvention.

Trois modèles plus faciles à équilibrer

Les résultats font ressortir trois configurations : les opérations associant les parties communes de plusieurs bailleurs ; celles alimentant un bâtiment d’enseignement ; celles reliant le patrimoine d’un bailleur à des bâtiments d’un établissement public de coopération intercommunale. Leur avantage tient à leur capacité à mobiliser des consommateurs nombreux ou dont les besoins coïncident avec les périodes de production solaire. Les opérations associant un commerce peuvent également atteindre l’équilibre lorsque sa surface et sa consommation sont suffisantes.

Le modèle destiné aux parties privatives des logements est plus difficile à équilibrer : 37 des 432 configurations testées atteignent l’objectif de rentabilité avec moins de 30 % de subvention. 2/4 Il est pourtant celui dont l’impact social direct est le plus fort, puisqu’il permet de réduire la facture énergétique des locataires. Cette utilité justifie un soutien public plus important et mieux ciblé. L’étude montre également l’intérêt de diversifier les consommateurs. Les besoins d’un établissement scolaire, d’un commerce et de logements ne se concentrent pas aux mêmes moments. Leur association permet de consommer une part plus importante de l’électricité produite et de limiter les surplus faiblement valorisés.

Sécuriser les projets dans la durée

La viabilité des opérations repose sur une gouvernance stable, des débouchés sécurisés et des contrats d’achat de long terme. La présence de consommateurs institutionnels (bailleurs, collectivités ou établissements publics) réduit le risque et facilite le financement. À ce stade de développement du marché, le financement directement adossé au bilan du bailleur apparaît plus adapté que la création d’une société de projet financée sans recours. Le prêt à l’amélioration (PAM) de la Banque des Territoires pourrait, sous conditions, financer tout ou partie d’une installation intégrée à une opération de réhabilitation de logements sociaux, selon la part d’énergie bénéficiant à ces logements. Sa durée peut être alignée sur celle des équipements, usuellement vingt ans. Le PAM classique est indexé sur le taux du Livret A augmenté de 0,60 %.

« La Banque des Territoires dans sa mission d’accompagnement des bailleurs sociaux et des territoires se félicite des conclusions très concrètes apportées par l’étude afin d’éclairer le montage des projets d’autoconsommation collective les plus propices pour lesquels elle pourra mobiliser son offre de financement dans une perspective de déploiement de ces initiatives » assure Gil Vauquelin, directeur de la transformation écologique, Banque des Territoires.

Faire évoluer le cadre

Plusieurs évolutions permettraient de sécuriser les investissements et de réduire la dépendance aux subventions. L’étude propose notamment de : permettre explicitement aux acteurs du logement social public de créer des filiales ou de prendre des participations dans des sociétés de production d’énergies renouvelables ; faciliter le regroupement de plusieurs résidences et les opérations déployées à l’échelle d’une commune ou d’un EPCI ; adapter les règles de la commande publique aux circuits courts énergétiques ; permettre d’affecter une part des économies de charges générées par l’autoconsommation collective à l’amortissement de l’investissement, tout en garantissant un gain net aux locataires ; clarifier le traitement de la TVA, de l’accise et du tarif d’utilisation du réseau ; imposer aux fournisseurs un délai maximal pour déduire les volumes autoconsommés des factures.

« Le prix de l’énergie ne peut pas rester une donnée subie par les habitants et les territoires. L’autoconsommation collective ouvre une voie concrète pour reprendre la main sur une ressource essentielle et faire en sorte que la valeur créée par le patrimoine public bénéficie d’abord aux habitants. Par leur ancrage local, leur gouvernance et leur capacité d’investissement dans le temps long, les Offices Publics de l’Habitat ont vocation à jouer un rôle central. Il revient désormais à l’État de lever les freins qui limitent leur action » conclutLaurent Goyard, directeur général de la Fédération des Offices Publics de l’Habitat.

L’étude en 5 repères

• 21 projets recensés dans sept régions : 16 en exploitation, deux en construction et trois à l’étude.
• Cinq macro-modèles testés dans 1 116 configurations, sur une durée de vingt cinq ans.
• Trois configurations plus faciles à équilibrer : les parties communes de plusieurs bailleurs, les bâtiments d’enseignement et les bâtiments d’un EPCI.
• 37 configurations sur 432 atteignent l’objectif de rentabilité avec moins de 30 % de subvention pour le modèle destiné aux logements, pourtant porteur de l’impact social direct le plus fort.
• Le financement adossé au bilan du bailleur apparaît le plus adapté à ce stade du marché. Le prêt à l’amélioration de la Banque des Territoires pourrait, sous conditions, financer tout ou partie des installations.

    

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