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 19 novembre 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 19 novembre 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 19 novembre 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

    

À l’ouverture du colloque national de France Renouvelables, à Vincennes, Anne-Catherine de Tourtier a surtout voulu alerter sur le manque de visibilité qui pèse aujourd’hui sur la filière. La présidente de l’organisation a rappelé le rôle du solaire, de l’éolien, des réseaux et du stockage dans la souveraineté énergétique française, tout en demandant au gouvernement trois garanties : un calendrier clair des appels d’offres, une trajectoire de volumes et une continuité des dispositifs en 2027.

France Renouvelables célébrait cette année ses 30 ans. Pour Anne-Catherine de Tourtier, cet anniversaire est d’abord celui d’une filière construite progressivement par des développeurs, des exploitants, des techniciens, des ingénieurs et des élus locaux. « Les ressources de nos territoires peuvent contribuer à l’indépendance énergétique de notre pays », a-t-elle rappelé en ouverture du colloque.

Mais derrière cette célébration, la présidente de France Renouvelables a surtout voulu mettre en lumière les inquiétudes qui traversent aujourd’hui le secteur : investissements différés, recrutements suspendus, autorisations refusées et projets dont l’avenir devient incertain. Autant de signaux qui, selon elle, fragilisent des compétences patiemment constituées depuis plusieurs années.

Produire davantage d’électricité décarbonée

Le message de fond reste pourtant celui d’une forte ambition énergétique. France Renouvelables se projette déjà vers 2040 et 2050 avec un objectif : produire davantage d’électricité décarbonée pour permettre au pays de réduire sa dépendance au pétrole et au gaz.

Anne-Catherine de Tourtier a insisté sur la disponibilité des ressources renouvelables françaises, « le vent qui souffle sur nos côtes et dans nos campagnes » et « le soleil qui éclaire nos territoires ». Une fois les installations construites, souligne-t-elle, leur production ne dépend plus d’un achat de combustible, ce qui confère aux renouvelables une structure de coûts particulière, principalement liée à l’exploitation et à la maintenance.

La présidente de France Renouvelables a également défendu une ambition industrielle : fabriquer davantage d’équipements en France et en Europe, former les équipes, sécuriser les approvisionnements et développer le recyclage. Elle inscrit cette stratégie dans une complémentarité assumée entre nucléaire et renouvelables.

Le solaire est explicitement cité aux côtés de l’éolien terrestre et maritime et des réseaux comme l’un des piliers du futur système électrique français.

Stockage et flexibilités deviennent incontournables

La croissance des renouvelables impose néanmoins une transformation du système électrique. Anne-Catherine de Tourtier ne l’élude pas : les épisodes de prix négatifs doivent trouver des réponses, tandis que les capacités de stockage — et notamment les batteries — doivent progresser.

Les consommations devront également davantage s’adapter aux périodes de production, tandis que les réseaux devront accompagner l’évolution des usages. « Aujourd’hui, nos entreprises prennent part à cet effort en adaptant leurs projets, en faisant évoluer leur modèle et en travaillant avec les gestionnaires de réseau et les consommateurs », a-t-elle expliqué.

L’électrification doit elle aussi devenir concrète. Pour un industriel, cela passe par un prix prévisible et compétitif ainsi qu’une date de raccordement. Pour un ménage, par un équipement accessible et des économies clairement identifiables. Production et consommation doivent donc progresser ensemble, alors même que les projets énergétiques nécessitent plusieurs années de préparation.

Trois demandes adressées au gouvernement

C’est sur ce point que France Renouvelables attend désormais des décisions rapides de l’État. Anne-Catherine de Tourtier a formulé trois demandes précises.

La première concerne le calendrier des appels d’offres. Celui-ci doit, selon elle, être annoncé et confirmé suffisamment tôt pour permettre aux entreprises de financer les projets, commander leurs équipements et maintenir leurs équipes. « Sur quelle programmation les entreprises peuvent-elles compter en 2027 et au-delà ? », a-t-elle interrogé.

Deuxième demande : une trajectoire de volumes. Les objectifs énergétiques doivent être traduits en perspectives d’activité suffisamment solides pour permettre l’investissement. France Renouvelables se dit prête à discuter des mécanismes et du partage des risques, mais demande que les entreprises puissent anticiper leurs engagements.

Enfin, la troisième exigence porte sur la continuité en 2027. Le passage à de nouveaux dispositifs ne doit pas provoquer d’interruption des appels d’offres ou des projets. Si des mécanismes transitoires sont nécessaires, ils doivent être préparés dès maintenant.

« Le stop and go est ravageur »

C’est probablement la formule la plus forte de son intervention : « Le stop and go est ravageur. »

Selon Anne-Catherine de Tourtier, une interruption, voire un moratoire, pourrait disperser en quelques mois des équipes et des compétences constituées pendant des années. Elle retarderait les commandes, fragiliserait les fournisseurs et reporterait les réalisations attendues par les territoires.

La présidente de France Renouvelables reconnaît les contraintes budgétaires pesant sur l’État et partage l’objectif d’efficacité de la dépense publique. Mais elle défend l’idée qu’une politique stable et prévisible est justement de nature à réduire le coût du financement des projets.

Cette stabilité doit également s’accompagner d’une meilleure insertion territoriale des projets. Concertation avec les habitants, protection de la biodiversité, retombées locales et coopération avec les élus sont présentées comme des conditions essentielles de leur acceptabilité.

Réduire de moitié la dépendance aux fossiles d’ici 2035

France Renouvelables entend désormais porter cette vision dans la campagne présidentielle de 2027. L’organisation présentera 16 propositions, avec un objectif central : réduire de moitié la dépendance française aux énergies fossiles à l’horizon 2035.

Pour y parvenir, Anne-Catherine de Tourtier veut faire de l’électrification « une grande ambition nationale », associée à la maîtrise des consommations. Le sujet doit, selon elle, sortir des débats purement techniques pour se traduire concrètement dans les usines, les logements et les déplacements.

L’enjeu dépasse donc la seule production électrique. Il s’agit aussi de transformer « l’avantage électrique » français en levier industriel, capable d’attirer des investissements, de développer les entreprises et d’offrir des perspectives aux nouvelles générations de professionnels.

En conclusion, Anne-Catherine de Tourtier a appelé à sortir de l’attentisme : « Arrêtons d’attendre et d’hésiter. » Pour France Renouvelables, les décisions prises aujourd’hui détermineront la capacité de la France à disposer demain d’une électricité abondante, compétitive et décarbonée. « L’avenir énergétique de la France ne se décrète pas. Il se bâtit », a-t-elle conclu.

    

Neoen a inauguré le 8 octobre à Pleyber-Christ, près de Morlaix, la Breizh Big Battery, sa première installation de stockage de grande taille en France. D’une puissance de 92 MW pour une capacité de 183 MWh, elle devient la plus grande batterie de Bretagne et l’une des plus importantes du pays. Le site servira aussi de terrain d’expérimentation à RTE pour tester, pour la première fois en France, le passage d’onduleurs de batteries d’un fonctionnement « grid-following » à un fonctionnement « grid-forming ».

Avec la mise en service de la Breizh Big Battery (BBB), Neoen franchit une nouvelle étape dans son développement en France. Implantée à Pleyber-Christ, dans le Finistère, l’installation affiche une puissance de 92 MW et une capacité de 183 MWh. Neoen la présente comme sa première grande batterie sur le territoire français, la plus importante de Bretagne et l’une des plus puissantes actuellement en exploitation en France.

Le chantier a été mené en 18 mois et a mobilisé jusqu’à 50 personnes. La construction et l’assemblage ont été confiés à Huawei et Equans.

Au-delà de sa taille, la batterie doit surtout jouer un rôle dans l’équilibrage du système électrique. Comme les autres grandes installations de stockage, elle pourra absorber de l’électricité lorsque la production est abondante, puis la restituer lorsque le réseau en a besoin. Neoen souligne notamment sa contribution aux services système de régulation de fréquence et de tension, devenus de plus en plus importants à mesure que la part des productions renouvelables variables progresse.

Une batterie appelée à stabiliser le réseau

La Breizh Big Battery ne constitue donc pas seulement un nouvel actif de stockage. Elle doit également servir de démonstrateur technologique pour RTE.

La particularité du projet tient à une expérimentation lancée avec le gestionnaire du réseau de transport afin de modifier le mode de fonctionnement de certains onduleurs, sans remplacer le matériel. Le principe consiste à passer d’un fonctionnement dit « grid-following » à un fonctionnement « grid-forming » grâce à une mise à jour logicielle.

Dans le mode classique grid-following, les onduleurs des batteries se synchronisent avec la fréquence et la tension déjà présentes sur le réseau. Ils « suivent » donc celui-ci.

Le grid-forming repose sur une logique différente : les onduleurs génèrent eux-mêmes une référence de tension et de fréquence. Ils peuvent ainsi réagir plus rapidement à une perturbation et contribuer de manière plus autonome à la stabilité du réseau.

Pour RTE et Neoen, l’enjeu est précisément d’évaluer dans quelle mesure une batterie existante peut acquérir ces nouvelles fonctionnalités par simple rétrofit logiciel. L’expérimentation doit durer au moins un an et faire de BBB la première batterie française à proposer ce type de service renforcé.

Le stockage prend une place croissante dans le portefeuille de Neoen

Le projet breton illustre également l’accélération du développement de Neoen dans le stockage.

Depuis 2017, le groupe a constitué un important portefeuille international de batteries. En début d’année 2026, Neoen indiquait disposer de 2,8 GW / 8,1 GWh de capacités de stockage en exploitation ou en construction dans le monde. Parmi ses réalisations figurent notamment la Collie Battery en Australie, de 560 MW / 2 240 MWh, ainsi que plusieurs grandes installations dans les pays nordiques.

Le groupe a fait du stockage l’un de ses trois piliers, aux côtés du solaire et de l’éolien, et présente les batteries comme un outil indispensable pour accompagner la montée en puissance des énergies renouvelables et fournir de nouveaux services au système électrique.

En France, cette première réalisation de grande ampleur ne devrait pas rester isolée. Neoen a déjà annoncé le développement d’une autre batterie beaucoup plus importante en Île-de-France, confirmant sa volonté de renforcer rapidement sa présence sur ce marché.

Un enjeu directement lié à l’essor du solaire et de l’éolien

L’inauguration intervient à un moment où le stockage devient un élément central du débat sur l’évolution du système électrique français.

La multiplication des périodes de forte production solaire ou éolienne, parfois associées à des prix de marché très bas voire négatifs, renforce l’intérêt de pouvoir déplacer une partie de cette production vers les heures où la demande est plus forte.

Les grandes batteries peuvent ainsi fournir plusieurs services simultanément : absorber les excédents temporaires de production, restituer l’électricité quelques heures plus tard, participer aux réserves de fréquence et contribuer à la stabilité du réseau.

L’expérimentation menée à Pleyber-Christ ajoute une dimension supplémentaire : celle de la capacité des batteries à participer directement à la formation de la tension et de la fréquence du réseau.

Avec ses 92 MW / 183 MWh, la Breizh Big Battery marque donc pour Neoen l’entrée dans le stockage de grande échelle en France. Mais le principal intérêt du projet pourrait finalement résider autant dans les mégawattheures stockés que dans les services avancés qu’il permettra de tester pour préparer un système électrique combinant davantage de solaire, d’éolien et de flexibilité.

    

Un nouveau rapport d’experts du Groupe d’experts sur les énergies intelligentes (SEEG) de la Commission européenne appelle à des exigences de cybersécurité plus strictes pour le solaire photovoltaïque, y compris des restrictions sur l’utilisation des fournisseurs à haut risque. Analyse !

Le rapport, « Recommandations pour traiter les risques de cybersécurité dans la production photovoltaïque », a été élaboré par des experts du secteur de l’électricité, de l’industrie solaire, des régulateurs, des organisations de cybersécurité et du monde académique. Il aborde les risques croissants de cybersécurité liés au déploiement croissant de systèmes photovoltaïques numériquement connectés en Europe. Les vulnérabilités des onduleurs et autres équipements connectés pourraient potentiellement être exploitées pour provoquer des coupures de courant, des perturbations et une instabilité du réseau.

Les restrictions pour les installations à grande échelle et le résidentiel

L’une de ses recommandations les plus importantes est que l’UE devrait « restreindre l’utilisation de fournisseurs à haut risque ». Les experts concluent que la législation existante ne traite pas adéquatement le risque de portes dérobées intentionnelles dans les chaînes d’approvisionnement, en particulier lorsque les fabricants sont soumis à la juridiction de pays considérés comme présentant des risques importants en matière de cybersécurité.

Le rapport recommande que ces risques soient pris en compte par le biais de la loi révisée sur la cybersécurité (CSA) et de la loi sur les accélérateurs industriels (IAA). Il est important de noter que les restrictions ne devraient pas se limiter aux installations à grande échelle, mais devraient aussi couvrir les systèmes photovoltaïques résidentiels, y compris les équipements rechargeables.

Les experts recommandent également des restrictions sur les composants et logiciels des fournisseurs à haut risque dans les quatre catégories examinées dans le rapport : résidentielles rechargeables, résidentielles, commerciales et industrielles, ainsi que des installations photovoltaïques à grande échelle.

« Le rapport constitue une avancée importante vers des normes de cybersécurité renforcées »

D’autres recommandations incluent un contrôle renforcé des communications provenant des onduleurs à l’échelle des services publics et la classification des onduleurs photovoltaïques comme produits importants de Classe II au titre de la loi sur la cyber résilience, exigeant une évaluation indépendante de la conformité.

« Le rapport constitue une avancée importante vers des normes de cybersécurité renforcées pour le solaire photovoltaïque en Europe. Nous attendons désormais que ses recommandations se reflètent dans l’élaboration des politiques de l’UE et des États membres – notamment dans la révision en cours de la loi sur la cybersécurité (CSA2) », précise Christoph Podewils, secrétaire général de l’ESMC.

À mesure que le solaire photovoltaïque devient une partie de plus en plus importante du système électrique européen, la cybersécurité et la sécurité de l’approvisionnement doivent devenir des éléments essentiels de la politique énergétique et industrielle européenne. Jens Holm (Directeur des politiques, ESMC) et Thomas Rührlinger (président du Forum ESMC sur les onduleurs, le stockage d’énergie et les EMS et responsable des affaires publiques et réglementaires chez Fronius) ont représenté le Conseil européen de la fabrication solaire (ESMC) au sein du groupe d’experts qui a élaboré le rapport.

    

Le 24 août 2026, à 13 heures, le mégawattheure d’électricité s’échangeait à 92 centimes sur le marché de gros français. Huit heures plus tard, il valait 189 euros. Un rapport de un à deux cents dans la même journée, qui résume l’état du système électrique européen : abondance renouvelable à la mi-journée, rareté persistante le soir. Le dernier rapport d’OMNEGY, « Énergies renouvelables – 2026 : les records changent de visage », analyse dix ans de données pour éclairer ce paradoxe : la transition électrique européenne a gagné la bataille du volume, mais pas encore celle du système.

Au premier semestre 2026, l’Union européenne a produit 398,8 TWh d’électricité éolienne et solaire, un record absolu, et le solaire est devenu pour la première fois la première source d’électricité du continent sur un mois entier. Dans le même temps, la production fossile a regagné 18 % en deux ans et la France a déjà connu 571 heures à prix nul ou négatif en six mois, un record annuel qui devrait tomber cet automne. L’étude identifie cinq tendances pour les dix-huit prochains mois et propose aux entreprises cinq chantiers concrets, de la stratégie d’achat à la flexibilité, en passant par les PPA et le risque gaz. Un constat s’impose : l’électricité abondante et décarbonée est acquise, mais sa valeur se gagne désormais heure par heure.

France : l’exception nucléaire rattrapée par le soleil

La France a longtemps regardé cette course retranchée derrière l’atome. Le premier semestre 2026 restera comme celui où le solaire français a changé de statut : 17,4 TWh produits en six mois, un record, soit plus du double du gaz naturel (8,2 TWh). Il y a cinq ans, le rapport était inverse. L’éolien (25,9 TWh) talonne désormais l’hydraulique (28,5 TWh), première source renouvelable du pays depuis l’après-guerre, que la sécheresse chronique fragilise. Et le charbon a pratiquement quitté la scène : 0,25 TWh en six mois, un chiffre qui aurait paru inconcevable aux planificateurs des années 1970.

Au total, le renouvelable a couvert 33,3 % de la consommation française au premier semestre, contre 20 % dix ans plus tôt, à un cheveu du record de 2024 (33,5 %), pour les mêmes raisons météorologiques qu’à l’échelle du continent. Ajoutez le socle nucléaire, et la France affiche un mix décarboné à 95,2 %, des émissions au plus bas jamais mesuré (4,9 Mt de CO₂ sur le semestre, selon RTE) et, conséquence directe de cette abondance, un record historique d’exportation : 51 TWh nets en six mois, qui fait du pays le premier fournisseur d’électricité de ses voisins et lui rapporte environ 3 milliards d’euros.

Côté parc installé, deux bascules symboliques sont passées presque inaperçues. Fin 2025, la France comptait 53,5 GW d’éolien et de solaire, plus de trois fois le niveau de 2014. Le solaire (28,25 GW) y a doublé l’éolien terrestre en 2024, puis l’hydraulique en puissance installée : dans le pays des barrages, c’est un changement d’époque. L’éolien en mer, lui, sort à peine du port (1,5 GW) mais l’appel d’offres « AO10 », environ 10 GW à attribuer début 2027, devrait enfin lui donner une taille industrielle.

Les cinq chantiers à mettre en œuvre

Pour les entreprises et industriels consommateurs d’énergie, ces tendances ne sont pas qu’un paysage, ce sont des lignes de coût, de risque et de compétitivité qui sont déplacées.

1. Acheter la structure de la courbe
Au 31 août 2026, le calendaire 2027 français cotait 70,6 €/MWh, tend[Ui1.1]u par l’été. Pendant ce temps, les échéances 2028 et 2029 restaient ancrées à 53,8 et 52,4 €/MWh, au voisinage du coût du nucléaire historique évalué par la CRE.

Cette déformation doit inciter les entreprises à sécuriser progressivement leur énergie (par tranches, sur les années 2028-2030), à documenter chaque décision contre un budget de référence et à se souvenir que la fenêtre favorable du printemps s’est refermée en six semaines.

2. Chiffrer la flexibilité comme un projet industriel.
571 heures à prix nul ou négatif en six mois d’un côté, des pointes à plus de 150 €/MWh de l’autre : l’écart entre un profil de consommation rigide et un profil piloté se lit directement en marge. Trois étages de maturité :

• Déplacer les usages pilotables vers les heures solaires ;
• Valoriser l’effacement sur les mécanismes d’ajustement et de capacité ;
• Investir dans le stockage derrière le compteur.

Au préalable, il est nécessaire de réaliser un suivi fin de sa courbe de charge, car on n’optimise que ce que l’on mesure.

3. Contractualiser l’avantage carbone français pendant qu’il en est un.
19,6 gCO₂ par kilowattheure produit en 2025, contre environ 178 en moyenne européenne : cet écart pèse dans les bilans GES, dans le reporting CSRD, dans les appels d’offres clients et, pour les secteurs couverts, face au mécanisme carbone aux frontières.

4. Négocier les PPA à la valeur horaire, jamais au prix moyen.
Un taux de captation solaire tombé à 10 % en avril 2026 signifie qu’un mégawattheure solaire ne vaut pas un mégawattheure : dans un contrat « pay-as-produced », le risque de profil est chez l’acheteur ; dans un « baseload », il est facturé par le producteur. La différence se chiffre, se négocie et fait désormais la moitié de la valeur d’un contrat. Même grille de lecture pour l’autoconsommation, à dimensionner avec stockage ou déplacement d’usages.

5. Traiter le gaz en risque de queue, réel, assurable et non négligeable.
Le système reste adossé au gaz pour l’équilibrage et le gaz reste un actif géopolitique : stockages européens en retard, sortie des importations russes programmée pour 2027, chocs d’offre à répétition. Depuis la fin de l’ARENH, il n’existe plus d’amortisseur réglementaire automatique sous les seuils du Versement Nucléaire Universel : la protection contre les scénarios extrêmes est redevenue une affaire de contrats. C’est une responsabilité de direction générale.

L’abondance est là mais la valeur se gagne heure par heure

Le bilan de la décennie 2015-2026 tient en trois lignes :

• La production renouvelable européenne a plus que doublé ;
• Le charbon a été divisé par 2,4 ;
• La France exporte comme jamais avec l’un des mix les plus propres du monde industrialisé.

Les records de volume continueront de tomber et le solaire y pourvoira, chaque printemps. Mais 2024-2026 a ouvert un chapitre plus exigeant, dont ce rapport a voulu donner les clés de lecture : un record de part qui résiste au gré de la météo, un fossile qui rebondit dès que le vent faiblit, un marché où le prix unique a cédé la place à une géographie horaire des prix, un offshore qui a rendu les deux tiers de son ambition, et un climat qui contraint désormais les moyens de production censés le stabiliser. La transition n’est plus une courbe qui monte : c’est un système qui doit s’équilibrer. Pour les entreprises, l’électricité abondante et décarbonée est acquise ; sa valeur, elle, se gagne heure par heure. Ceux qui achèteront dans la structure de la courbe, déplaceront leur consommation et contractualiseront leur avantage carbone, feront de cette décennie une marge. Les autres subiront la volatilité.

Les chiffres à retenir du 1^er semestre 2026

• 398,8 TWh d’électricité renouvelable nouvelle dans l’UE-27 : record absolu, +56 % en cinq ans, plus du double en dix ans
• 162,1 TWh de solaire, multiplié par 3,6 en dix ans ; en juin puis juillet 2026, première source d’électricité du continent sur un mois entier, une première historique (Ember)
• 46,7 % de la consommation électrique européenne couverte par le renouvelable : deuxième niveau de l’histoire, derrière le pic de 47,5 % du S1 2024, toujours invaincu
• France : 33,3 % de consommation couverte, record d’exportation (51 TWh nets en six mois), l’énergie fossile réduite à environ 4 % du mix
• 571 heures à prix nul ou négatif en France en six mois, après 742 sur l’année 2025 entière. Le record annuel tombera certainement à l’automne

Pour télécharger le rapport

    

Une décision désormais définitive du tribunal administratif de Rennes apporte une clarification importante pour les développeurs de projets de stockage par batteries. Selon le cabinet Gossement Avocats, une installation BESS n’est pas, par principe, incompatible avec l’exercice d’une activité agricole, pastorale ou forestière. La solution reste toutefois appréciée au cas par cas, en fonction notamment de l’emprise du projet et du maintien effectif de l’activité agricole.

La jurisprudence administrative commence à se préciser sur l’implantation des installations de stockage d’électricité sur des terrains agricoles. Dans une affaire suivie par le cabinet Gossement Avocats, la cour administrative d’appel de Nantes a, le 5 octobre 2026, pris acte du désistement du ministre de la Ville et du Logement dans une procédure d’appel concernant un projet de stockage d’électricité en Ille-et-Vilaine. Conséquence : le jugement rendu le 9 octobre 2025 par le tribunal administratif de Rennes devient définitif.

Cette décision est notable car elle confirme qu’un projet de stockage par batteries peut être admis sur des terres agricoles dès lors qu’il ne fait pas obstacle à la poursuite de l’activité agricole sur le terrain concerné.

Un projet de stockage sur des terres agricoles

L’affaire concerne la société Renouvelables et Stockage (R&S), qui avait déposé en août 2024 une demande de permis de construire pour une station de stockage d’énergie composée notamment de containers de batteries, d’onduleurs, de transformateurs, de postes de livraison et d’une réserve d’eau incendie.

Le projet devait être implanté sur plusieurs parcelles situées en zone naturelle « Na » du plan local d’urbanisme de Redon, mais exploitées à des fins agricoles. Le préfet d’Ille-et-Vilaine avait refusé le permis de construire, estimant notamment que le projet n’était pas compatible avec les règles d’urbanisme applicables et avec l’exercice d’une activité agricole.

Le tribunal administratif de Rennes avait annulé cette décision en octobre 2025. Le ministère avait alors fait appel avant de finalement se désister. La cour administrative d’appel de Nantes a pris acte de ce désistement le 5 octobre 2026, ce qui rend le jugement de première instance définitif.

Le stockage reconnu comme équipement utile au réseau électrique

Un premier élément important tient à la qualification même de l’installation.

Le tribunal a considéré qu’une station de stockage d’électricité raccordée au réseau public, destinée à contribuer en temps réel à l’équilibre entre production et consommation, pouvait être regardée comme une construction technique spécialement conçue pour le fonctionnement du réseau électrique.

Cette qualification permet au projet d’entrer, sous certaines conditions, dans la catégorie des équipements collectifs susceptibles d’être autorisés dans les zones agricoles, naturelles ou forestières. Le raisonnement repose notamment sur l’article L.151-11 du Code de l’urbanisme, qui permet d’autoriser certaines constructions nécessaires à des équipements collectifs dès lors qu’elles restent compatibles avec une activité agricole, pastorale ou forestière et qu’elles ne portent pas atteinte aux espaces naturels et aux paysages.

Une emprise de 8 122 m², mais l’activité agricole maintenue

Le second point est particulièrement intéressant pour les développeurs.

Le projet de stockage devait occuper 8 122 m², soit un peu plus de 0,8 hectare, sur une unité foncière totale de 20 583 m². Le reste des parcelles, soit 12 461 m², devait continuer à être exploité pour la production de fourrage.

L’exploitant agricole titulaire du bail rural s’était engagé à maintenir cette activité et avait indiqué que le projet de stockage n’affecterait pas significativement son exploitation, principalement située sur une autre commune.

Dans ces conditions, le tribunal a estimé que l’installation de stockage n’était pas incompatible avec la poursuite de l’activité agricole.

Pas de droit général à construire des batteries sur des terres agricoles

La portée de cette décision doit toutefois être maniée avec prudence.

Elle ne signifie pas que toutes les installations de stockage peuvent désormais être implantées automatiquement sur des terres agricoles. Comme le souligne également l’analyse publiée par pv magazine France, le juge procède à une appréciation au cas par cas, en tenant compte de l’emprise du projet, des caractéristiques du terrain et de la réalité du maintien de l’activité agricole.

Autre nuance importante : les parcelles concernées n’étaient pas classées en zone agricole « A » du PLU, mais en zone naturelle « Na ». Elles étaient néanmoins effectivement exploitées comme terres agricoles, ce qui a conduit le juge à examiner leur compatibilité avec une activité agricole.

Le jugement ne constitue donc pas une autorisation générale d’implanter des BESS en zone agricole, mais il pose un principe utile : le stockage d’électricité n’est pas, par nature, incompatible avec l’agriculture.

Une jurisprudence qui commence à se construire

Cette décision s’inscrit dans une série de contentieux récents relatifs au stockage d’électricité sur des terrains agricoles.

Le cabinet Gossement Avocats cite notamment des décisions de référé rendues en 2026 à Lille, Rouen et Nantes, dans lesquelles les juridictions administratives ont suspendu des refus ou retraits de permis de construire concernant des installations de stockage par batteries. Ces affaires montrent que le cadre juridique reste en cours de construction.

La décision devenue définitive dans l’affaire de Redon revêt toutefois une importance particulière : selon le cabinet Gossement Avocats, il s’agit du premier jugement rendu au fond sur la compatibilité d’un BESS avec le maintien d’une activité agricole sur des terres agricoles.

Pour une filière du stockage appelée à prendre une place croissante dans l’équilibrage du système électrique et dans l’intégration du solaire et de l’éolien, cette clarification ouvre une possibilité supplémentaire de mobilisation du foncier. Elle ne dispense pas pour autant les porteurs de projets de démontrer, dossier par dossier, que l’installation reste compatible avec l’usage agricole du site.

Plus d’infos sur le site du cabinet Gossement Avocats

    

Eaton, société spécialisée dans la gestion intelligente de l’énergie, vient de signer un accord en vue de l’acquisition de COL Group auprès d’Oaktree Private Equity, renforçant ses capacités de production et son expertise au service des marchés des centres de données et des acteurs des services publics de l’énergie en EMEA.

COL Group est un acteur de référence dans les solutions de distribution électrique moyenne tension, notamment les appareillages de commutation sans SF₆, les technologies d’automatisation des réseaux électriques et les systèmes électriques modulaires. L’entreprise compte environ 400 collaborateurs et dispose de sites industriels à Turin, Milan, Bergame et Catane, en Italie. Cette acquisition permettra à Eaton d’élargir ses capacités de distribution électrique en Europe ainsi que son empreinte industrielle, renforçant ainsi sa capacité à répondre à la demande croissante de ses clients sur les marchés des centres de données et des services publics de l’énergie.

« COL Group apporte des technologies complémentaires, des capacités industrielles et un savoir-faire d’ingénierie qui viendront renforcer davantage la plateforme européenne de distribution électrique d’Eaton », a déclaré Omar Zaire, président de la région EMEA, secteur Électrique et Corporate, chez Eaton.

« Cette acquisition renforcera notre capacité à accompagner les besoins croissants des acteurs des services publics de l’énergie et des centres de données en infrastructures électriques résilientes et durables, ainsi qu’en solutions intégrées d’alimentation électrique allant du réseau jusqu’aux équipements numériques. » Conformément aux termes de l’accord, Eaton versera 810 millions d’euros. COL Group prévoit un chiffre d’affaires de 250 millions d’euros en 2027. La finalisation de l’opération reste soumise aux conditions de clôture habituelles ainsi qu’aux autorisations réglementaires requises. Elle devrait intervenir au cours du premier trimestre 2027.

    

Les co-organisateurs des Assises Européennes de la Transition Énergétique ont lancé, le 15 septembre dernier, l’appel à contributions pour la programmation des ateliers de la 28^ème édition, qui se tiendra à Bordeaux du 6 au 8 septembre 2027. Une nouveauté cette année : un appel à manifestation d’intérêt (AMI), est ouvert exclusivement aux entreprises et aux bureaux d’études !

Depuis plus de 25 ans, les Assises Européennes de la Transition Énergétique réunissent les acteurs engagés dans la transformation énergétique des territoires. Créé à Dunkerque en 1998, ce rendez-vous devenu incontournable est coorganisé depuis 2015 par la Communauté urbaine de Dunkerque, Bordeaux Métropole et l’ADEME, rejoints plus récemment par l’Eurométropole de Strasbourg et Dijon Métropole. En 2027, Bordeaux redeviendra territoire hôte, quatre ans après avoir accueilli près de 3 500 participants.

Environ 300 contributions reçues chaque année

L’appel à contributions s’adresse aux associations, collectivités, universités et établissements d’enseignement supérieur, centres de recherche et autres établissements publics, invités à partager leurs projets, leurs réussites comme leurs difficultés. Les entreprises privées et les bureaux d’études disposent quant à eux d’un dispositif spécifiquement dédié : un appel à manifestation d’intérêt (AMI), sans date limite de candidature. Les porteurs de projets sont invités à témoigner de leurs actions dans le format le plus adapté à leur sujet : l’atelier CHALLENGE, pour co-construire avec les participants, l’atelier SERIOUS GAME, pour aborder un sujet de façon ludique et participative ou l’atelier SOLUTION, pour partager un retour d’expérience. Chaque année, le jury reçoit environ 300 contributions, dont 70 sont retenues pour la programmation.

Modalités de candidature de l’appel à contributions

La première étape consiste à consulter le guide de l’appel à contributions, disponible en français et en anglais sur le site des Assises. La candidature s’effectue ensuite via le formulaire en ligne : ici en version française ou ici en version anglaise. Les contributions pourront être déposées en ligne du 15 septembre au 28 octobre 2026,12h, dernier délai. Après examen par le jury, les contributeurs et contributrices seront informé·es de leur sélection fin décembre 2026, et le programme complet sera publié sur le site des Assises en mars 2027.

L’appel à manifestation d’intérêt, pour les entreprises et les bureaux d’études

L’AMI permet aux entreprises et aux bureaux d’études de faire connaître leurs offres, leurs solutions et leurs retours d’expérience directement auprès des co-organisateurs, dans un cadre distinct de l’appel à contributions et spécifiquement conçu pour ces acteurs. L’AMI est ouvert depuis le 15 septembre 2026, sans date limite de candidature, via le formulaire en ligne dédié.

Les Assises en quelques chiffres

Lieu de rendez-vous : Palais des Congrès de Bordeaux. Cette 28^ème édition prévoit un programme dense : une plénière d’ouverture, une plénière de clôture, 10 conférences, 7 grands ateliers, 70 ateliers et 15 visites de site.

    

Le solaire thermique est au programme de la dernière formations gratuites organisée par Tecsol cette semaine. Cet après-midi, de 14h à 15h, un cours en ligne d’une heure permettra d’aborder un thème concret et directement opérationnel.

Tecsol a renouvelé cette semaine son programme de cours gratuits de formation à l’énergie solaire. Pendant cinq jours, du 5 au 9 octobre, les professionnels, porteurs de projets et les personnes souhaitant approfondir leurs connaissances ont pu suivre gratuitement une série de rendez-vous en ligne consacrés au photovoltaïque, à l’autoconsommation et au aujourd’hui 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.

Un dernier rendez-vous cet après-midi

Ce vendredi 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

    

Intervenant mercredi lors du colloque national de France Renouvelables, au Parc Floral de Paris, Maud Bregeon, ministre déléguée chargée de l’Énergie, a réaffirmé la place des renouvelables dans la stratégie énergétique française. Son intervention a surtout été marquée par l’annonce des résultats de deux appels d’offres photovoltaïques : 125 projets retenus pour plus de 930 MWc dans le solaire au sol, à un prix moyen pondéré proche de 60 €/MWh, ainsi qu’un prix de 75 €/MWh pour le petit photovoltaïque. Des niveaux que la ministre présente comme la démonstration de la compétitivité croissante de la filière. 

« Nous avons besoin des énergies renouvelables. C’est un atout français et un atout majeur. » Devant les professionnels réunis au colloque national de France Renouvelables, Maud Bregeon a voulu fixer une ligne claire : la politique énergétique française continuera de s’appuyer à la fois sur le nucléaire et sur les renouvelables, dans le cadre de la troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie publiée en février dernier. L’objectif demeure celui d’une électricité « décarbonée, souveraine et bon marché », avec des capacités de production appelées à précéder la progression attendue de la demande liée à l’électrification des usages.

La ministre a également invoqué le contexte international et la hausse du coût des hydrocarbures pour souligner l’enjeu de souveraineté. Elle s’est appuyée sur les conclusions de la CRE, qui juge selon elle pertinent de poursuivre le développement des renouvelables pour le consommateur. L’abondance d’électricité décarbonée constitue, a-t-elle insisté, un « avantage stratégique » pour la France.

Trois appels d’offres photovoltaïques relancés

Pour la filière solaire, Maud Bregeon a surtout voulu montrer que la période d’incertitude des mois précédents était désormais derrière elle. Depuis la publication de la PPE3, le gouvernement a, selon elle, relancé les procédures de mise en concurrence qui avaient été suspendues.

Un premier appel d’offres a été ouvert pour le grand photovoltaïque sur bâtiment, avant d’être complété par deux autres procédures : l’une concernant les grandes centrales photovoltaïques au sol, l’autre les petits projets photovoltaïques.

C’est sur ces deux dernières catégories que la ministre a profité du colloque pour annoncer les résultats.

Pour l’appel d’offres consacré au photovoltaïque au sol, 125 dossiers sont retenus, représentant plus de 930 MWc. Mais c’est surtout le niveau de prix qui retient l’attention : le prix moyen pondéré ressort à près de 60 €/MWh, contre environ 80 €/MWh lors de la précédente période, en juin 2025. Cela représente une diminution d’environ 25 % en un peu plus d’un an.

« Ces dossiers sont particulièrement compétitifs », s’est félicitée Maud Bregeon, qui voit dans ces résultats un argument important dans le débat sur le coût des énergies renouvelables.

75 €/MWh pour le petit photovoltaïque

La tendance est également favorable pour l’appel d’offres consacré au petit photovoltaïque. La ministre a annoncé un prix de 75 €/MWh, là encore « en forte baisse ».

Pour Maud Bregeon, ces résultats traduisent à la fois « le gain en maturité de la filière, la qualité des projets déposés et l’effort de compétitivité qui a été réalisé ». Elle estime que la baisse des coûts constitue désormais l’une des conditions permettant de maintenir durablement une politique de soutien aux renouvelables.

Le message adressé aux professionnels est donc double. Le gouvernement entend poursuivre le développement des capacités renouvelables, mais demande parallèlement aux filières de démontrer qu’elles peuvent produire à des niveaux de prix toujours plus compétitifs.

Cette logique intervient dans un contexte budgétaire que la ministre a qualifié d’« exigeant ». Les renouvelables, a-t-elle prévenu, n’échapperont pas à la recherche d’économies. Les mécanismes publics doivent garantir aux producteurs une juste rémunération et de la visibilité, mais « il ne s’agit en aucun cas de créer une rente ». Elle a explicitement relié cette orientation au travail engagé sur certains contrats photovoltaïques dans le projet de loi de finances.

Après la compétitivité, le défi de la flexibilité

La seconde partie du discours a porté sur l’intégration des nouvelles capacités renouvelables au système électrique. À mesure que le solaire et l’éolien progressent, Maud Bregeon considère que la priorité devient la synchronisation entre production et consommation.

« Nous sommes face à un défi : celui de mieux synchroniser production et consommation grâce à la flexibilité », a-t-elle expliqué. Selon elle, la prochaine étape doit permettre aux renouvelables de démontrer leur capacité à gérer une part croissante de leur variabilité.

Pour y parvenir, le gouvernement ne veut pas privilégier une technologie unique : solaire, éolien, batteries ou encore volant d’inertie pourront contribuer en fonction des configurations.

Cette nouvelle philosophie doit se traduire dès le début de 2027 par l’ouverture d’un appel d’offres technologiquement neutre. Il devra favoriser les installations capables de produire une électricité renouvelable compétitive tout en répondant davantage aux besoins du système électrique. Les projets associant production et flexibilité seront notamment valorisés.

La ministre a par ailleurs annoncé l’arrivée prochaine de plusieurs textes destinés à simplifier et clarifier l’implantation des batteries, sujet devenu central pour accompagner la croissance du photovoltaïque.

Faire des prix des appels d’offres un argument en faveur des renouvelables

Tout au long de son intervention, Maud Bregeon a insisté sur la nécessité de disposer de résultats tangibles pour défendre les renouvelables dans le débat public. Les prix obtenus lors des derniers appels d’offres solaires doivent précisément, selon elle, servir de démonstration.

La filière devra être capable de montrer « chiffres à l’appui » qu’elle est compétitive, qu’elle s’intègre au réseau, qu’elle sait mobiliser les flexibilités nécessaires et qu’elle contribue à faire baisser durablement le coût du système électrique.

À l’approche de l’échéance présidentielle de 2027, la ministre n’a pas caché la dimension politique de cet enjeu. Les prochains mois pourraient, selon elle, constituer un tournant pour les renouvelables : positivement si les filières parviennent à démontrer leurs performances économiques et systémiques, ou, à l’inverse, un « coup d’arrêt très sec » dont il serait ensuite difficile de revenir. Elle a appelé les acteurs des renouvelables à « se serrer les coudes » face aux discours réclamant l’arrêt pur et simple de leur développement.

Pour le solaire, les chiffres annoncés au Parc Floral fournissent en tout cas un nouvel élément au débat : plus de 930 MWc attribués à près de 60 €/MWh pour les grandes centrales au sol, et 75 €/MWh pour le petit photovoltaïque. Des niveaux qui placent désormais la compétitivité économique au cœur de l’argumentaire gouvernemental en faveur de la poursuite du développement de la filière.