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

    

Invité à défendre la vision énergétique d’Édouard Philippe lors de la conférence du Syndicat des énergies renouvelables (SER), Christophe Béchu a plaidé pour une stratégie fondée sur la sortie progressive des énergies fossiles, le maintien et le développement du nucléaire, la poursuite du déploiement des renouvelables et l’électrification massive des usages. L’ancien ministre de la Transition écologique a également insisté sur les conditions d’acceptabilité sociale et sur la nécessité de donner de la visibilité aux industriels. 

Pour Christophe Béchu, le point de départ du débat énergétique tient en une formule : les énergies fossiles constituent une « triple aberration ». Une aberration écologique, parce qu’elles contribuent au dérèglement climatique ; géopolitique, parce que leur importation accroît la dépendance de la France à des pays dont les intérêts peuvent diverger des siens ; économique enfin, compte tenu du poids de la facture énergétique extérieure. Il estime ainsi qu’en 2024, cette dépendance aurait représenté l’équivalent d’environ 1 000 euros par Français.

La conséquence est, selon lui, sans ambiguïté : la France doit réduire sa consommation de pétrole et de gaz. Mais pas en opposant les différentes sources d’électricité bas-carbone. « Laisser penser qu’on pourrait sortir de ces énergies fossiles en se passant du nucléaire, c’est de l’idéologie », a-t-il affirmé, ajoutant qu’il serait tout aussi irréaliste d’imaginer réussir sans énergies renouvelables. À ce triptyque nucléaire-renouvelables doit encore s’ajouter, selon lui, une politique de sobriété et surtout une accélération de l’électrification des usages.

Nucléaire et renouvelables, « complément indispensable »

Christophe Béchu défend la prolongation du parc nucléaire existant et l’investissement dans de nouvelles générations de réacteurs. Mais il souligne que leur mise en service prendra du temps et nécessitera de reconstruire des compétences industrielles considérables. Dans l’intervalle, « continuer à développer des énergies renouvelables, ça n’est pas nous suréquiper, c’est faire face à des besoins ».

Il chiffre également les bénéfices déjà apportés par les renouvelables aux consommateurs et aux industriels, évoquant environ 20 €/MWh d’économies et, selon ses projections, près de 8 milliards d’euros pour les acteurs économiques français en 2025.

Cette montée en puissance devra toutefois être accompagnée d’une transformation du système électrique : développement des interconnexions, flexibilité, pilotage de la demande, stockage et batteries. Autant d’outils qui doivent permettre de mieux ajuster production et consommation et de répondre à l’intermittence de certaines productions renouvelables.

Électrifier les transports, les bâtiments et l’industrie

L’ancien ministre place l’électrification des usages au cœur de la stratégie énergétique. La France dispose, rappelle-t-il, d’une électricité largement décarbonée et exportatrice. Elle doit donc chercher à substituer cette électricité aux combustibles fossiles dans la mobilité, le bâtiment et l’industrie.

Pompes à chaleur, véhicules électriques ou encore électrification des poids lourds font partie des solutions qu’il entend accélérer. Il cite notamment la progression des ventes de voitures électriques et l’exemple industriel de Scania, qui a décidé de lancer une ligne d’assemblage de camions électriques à Angers.

Christophe Béchu rejoint par ailleurs la trajectoire de réduction de la part des énergies fossiles prévue par la programmation énergétique : passer d’environ 56-57 % aujourd’hui à 40 % à la fin de la décennie, puis à 30 %. Il insiste cependant sur la nécessité de rendre ces trajectoires crédibles, à travers la formation, le financement, la coordination des acteurs et l’implication des territoires.

« Investir dans les causes plutôt que dans les symptômes »

L’un des points les plus développés de son intervention concerne l’acceptabilité sociale de la transition. Christophe Béchu reconnaît la situation des ménages dépendants de leur voiture et met en garde contre une écologie qui serait perçue comme une politique d’interdictions ou de restrictions de mobilité.

Mais il refuse pour autant de faire du soutien aux prix des carburants le principal outil de protection du pouvoir d’achat. Selon lui, les aides publiques doivent prioritairement financer la transformation du système énergétique : rénovation des bâtiments, changement des équipements de chauffage, électrification et réduction de la dépendance aux fossiles.

Il compare à ce titre les dizaines de milliards d’euros dépensés pour amortir le choc énergétique après le déclenchement de la guerre en Ukraine aux moyens consacrés à des dispositifs structurels comme le Fonds chaleur. À ses yeux, la priorité doit être d’investir pour « changer de modèle », plutôt que de subventionner durablement les symptômes de la dépendance aux énergies fossiles.

L’ancien ministre défend également le maintien d’aides ciblées pour les ménages les plus exposés, tout en mettant en garde contre la remise en cause de mécanismes de financement de la transition énergétique. Il cite notamment les certificats d’économies d’énergie, dont l’affaiblissement pourrait, selon lui, fragiliser toute une chaîne de financement.

Donner cinq ans de visibilité aux industriels

Pour Christophe Béchu, la transition énergétique ne pourra réussir sans les entreprises. Il appelle donc à sortir du « stop and go » réglementaire et politique et à donner aux industriels une visibilité sur cinq ans.

Dans une compétition mondiale, la France et l’Europe doivent s’appuyer sur leurs propres filières industrielles. « La transition écologique et énergétique ne doit pas s’accompagner d’une nouvelle vague de délocalisations », a-t-il averti. Une baisse des émissions obtenue en déplaçant la production hors d’Europe ne constituerait, selon lui, ni une transition soutenable ni une stratégie industrielle crédible.

Il plaide enfin pour une approche européenne, aussi bien pour les interconnexions électriques que pour la définition de standards industriels ou la protection contre le dumping environnemental et social. Il cite également la géothermie, notamment de surface, comme une ressource encore insuffisamment exploitée.

En conclusion, Christophe Béchu a résumé la ligne qu’il entend défendre aux côtés d’Édouard Philippe : une énergie souveraine reposant sur un nucléaire prolongé et développé, complété par des énergies renouvelables, avec davantage de stockage, de batteries, de flexibilité et de pilotage de la consommation. Une architecture énergétique qui, selon lui, doit permettre de concilier souveraineté, compétitivité et décarbonation.

Programme du Rassemblement National : « Arrêter de développer l’éolien et le photovoltaïque en France »

    

À l’occasion du Mondial de l’Auto, mylight150 lance sa nouvelle borne de recharge triphasée 22 kW. Au-delà de la vitesse de recharge, le fournisseur d’énergie intelligent défend une nouvelle approche de la mobilité électrique : recharger sa voiture au bon moment peut aussi rapporter de l’argent. Sur un échantillon de 1 000 clients équipés de sa borne, les gains liés au pilotage de la recharge ont atteint jusqu’à 270 € en six mois. Du plein gratuit au plein qui rapporte. Bingo !

Alors que le coût des déplacements reste une préoccupation majeure pour les ménages, la voiture électrique offre déjà une alternative à la dépendance aux carburants fossiles. Et pour les foyers équipés de panneaux photovoltaïques, la possibilité de recharger leur véhicule avec leur propre production solaire permet de réduire encore la facture.

Mais mylight150 va plus loin : les automobilistes peuvent être récompensés lorsqu’ils rechargent leur véhicule

Grâce à son système intelligent de gestion de l’énergie, les automobilistes peuvent être récompensés lorsqu’ils rechargent leur véhicule aux moments les plus favorables pour le système électrique, notamment lorsque leurs panneaux solaires produisent, plutôt que pendant les pics de consommation. À la clé : 0,10 € par kWh de recharge solaire pilotée, crédités dans une cagnotte que les clients peuvent ensuite transférer sur leur compte bancaire. Ce dispositif repose sur un principe simple : une recharge bien programmée ne bénéficie pas seulement à l’automobiliste. Elle contribue également à mieux utiliser l’électricité disponible et à limiter les tensions sur le réseau.

270 € cumulés en moyenne en six mois : la flexibilité devient concrète

Chez mylight150, la flexibilité électrique n’est plus une promesse théorique. Sur les six derniers mois, 1000 clients équipés d’une borne de recharge mylight150 ont cumulé en moyenne 270 € de récompenses grâce au pilotage de leur véhicule électrique. Un gain qui vient s’ajouter aux économies réalisées en consommant directement leur production photovoltaïque. L’enjeu est de transformer un équipement traditionnellement considéré comme un poste de consommation en un levier d’optimisation du budget énergétique du foyer.

Une nouvelle borne triphasée 22 kW pour recharger jusqu’à trois fois plus vite

Cette semaine, mylight150 complète sa gamme avec une nouvelle borne triphasée d’une puissance maximale de 22 kW, contre 7,4 kW pour sa version monophasée. Sur un véhicule compatible avec une recharge en courant alternatif à 22 kW, cette puissance permet de recharger jusqu’à trois fois plus vite : environ 1 h 40 pour passer de 20 % à 80 % sur une batterie de 60 kWh, contre environ 5 heures avec une borne de 7,4 kW, selon les conditions de recharge. Cette puissance supplémentaire permet notamment de profiter de fenêtres de recharge plus courtes, particulièrement intéressantes pour les foyers équipés de panneaux photovoltaïques.

« Avec le solaire et le pilotage intelligent, la mobilité électrique devient aussi un levier de pouvoir d’achat »

Mais la véritable innovation ne se limite pas à la puissance de la borne. Intégrée à l’écosystème mylight150, elle participe à une gestion intelligente de l’énergie du foyer, en conciliant les besoins de mobilité de l’automobiliste, la production solaire et les opportunités de flexibilité.

« Demain, la voiture ne sera plus seulement un poste de dépense énergétique » souligne Virgile Suavet, cofondateur et Co-CEO de mylight150. « Pendant longtemps, l’enjeu de la voiture électrique a été de pouvoir la recharger facilement et rapidement. Aujourd’hui, une autre question se pose : pourquoi payer pour recharger au mauvais moment quand on peut être récompensé pour recharger au bon ? Avec le solaire et le pilotage intelligent, la mobilité électrique devient aussi un levier de pouvoir d’achat. »

    

Entech franchit un nouveau cap dans le stockage d’électricité. L’entreprise quimpéroise annonce la signature d’un contrat de près de 40 millions d’euros pour la réalisation clé en main d’une centrale de stockage par batteries de 90 MW / 180 MWh, raccordée au réseau de transport d’électricité. Il s’agit du plus important contrat remporté à ce jour par Entech en tant que contractant unique EPC.

Le projet sera réalisé pour le compte d’un acteur majeur de la production électrique en France métropolitaine. La future installation disposera d’une puissance de 90 MW pour une capacité de stockage de 180 MWh, soit l’équivalent de deux heures de fonctionnement à pleine puissance. Le contrat comprend également la réalisation du poste haute tension associé, destiné à raccorder la centrale au réseau 90 kV exploité par RTE.

Un projet EPC clé en main

Entech interviendra comme interlocuteur unique sur l’ensemble du projet. L’entreprise prendra en charge la conception, les études préalables, le choix des sous-traitants, la réalisation des travaux et la mise en service de la centrale. Ce schéma EPC — Engineering, Procurement, Construction — doit permettre au client de confier l’intégralité du projet à un seul contractant.

À l’issue de la construction, la centrale bénéficiera également d’un contrat de maintenance O&M d’une durée initiale de cinq ans, renouvelable.

Pour Entech, cette opération confirme la montée en puissance de son activité dans les grandes infrastructures de stockage, alors que les besoins de flexibilité progressent rapidement avec le développement des énergies renouvelables.

Le stockage par batteries devient en effet un élément de plus en plus structurant du système électrique. Il permet d’absorber les écarts entre production et consommation, de valoriser les périodes de forte production renouvelable et de restituer l’électricité lorsque le réseau en a davantage besoin.

« Une montée en puissance d’Entech »

Christopher Franquet, PDG d’Entech, souligne que ce contrat accompagne la stratégie de développement BESS du client et la croissance des solutions énergétiques flexibles en France. Il estime également que cette opération démontre la capacité technique et financière d’Entech à gérer seule des projets de taille croissante.

Créée à Quimper en 2016, Entech conçoit et réalise des solutions de production solaire, de stockage et de conversion électrique associées à des systèmes de pilotage intelligent. L’entreprise revendique plus de 400 projets réalisés dans le monde et emploie aujourd’hui près de 250 collaborateurs.

Avec cette centrale de 180 MWh, Entech confirme ainsi son positionnement sur un marché du stockage français qui change rapidement d’échelle, sous l’effet de l’essor des renouvelables, de la volatilité croissante des prix de l’électricité et des nouveaux besoins de flexibilité du réseau.

    

Le rapport 2026 d’Ana Semedo, IA et énergie, transformer une interdépendance en capacité de décision, part d’un constat : l’IA transforme la demande énergétique, tandis qu’elle peut aussi transformer les systèmes énergétiques eux-mêmes. Data centers, GPU, inférence, raccordements et infrastructures créent de nouveaux besoins, mais l’IA peut également contribuer à optimiser la production, la consommation et le pilotage de l’énergie. Pour la France, l’enjeu est donc de gouverner cette interdépendance entre calcul, énergie, territoires, souveraineté et transition écologique.

L’énergie n’est pas seulement une contrainte pour l’IA

L’IA est profondément matérielle. Elle mobilise électricité, eau, foncier, serveurs, GPU, métaux, réseaux et compétences industrielles. Cette empreinte ne se limite pas aux grands data centers : elle se diffuse aussi dans les logiciels, API, agents et services cloud.

En parallèle, l’énergie constitue l’un des champs d’application les plus stratégiques de l’IA : prévision, maintenance, optimisation, pilotage des flexibilités, bâtiments intelligents ou intégration des renouvelables. Mais ces usages doivent démontrer leur utilité réelle, leurs économies, leurs coûts énergétiques et leurs effets de dépendance.

La demande IA n’est pas homogène. Entraînement, inférence, fine-tuning, Edge industriel ou usages de confort ne nécessitent ni les mêmes infrastructures ni les mêmes puissances. Il devient donc indispensable de qualifier les usages avant de dimensionner les équipements.

La souveraineté ne se décrète pas par localisation

La frugalité commence par une question simple : l’IA est-elle réellement nécessaire pour cet usage ? Il faut comparer les bénéfices attendus, les coûts, les solutions alternatives et les effets rebond. La frugalité consiste moins à consommer moins à tout prix qu’à consommer de manière proportionnée à la valeur créée.

La souveraineté ne dépend pas seulement de l’hébergement sur le territoire français. Elle concerne aussi les capitaux, les opérateurs, les modèles, les données, les puces, les logiciels, les API et les compétences. La question devient alors de savoir quelles couches sont critiques, lesquelles peuvent rester dépendantes et lesquelles doivent être facilement substituables.

Gouverner l’IA comme une infrastructure

Les territoires ne peuvent être de simples lieux d’accueil des data centers. Ils supportent les besoins en foncier, eau, raccordement, chaleur, voirie et compétences. Les collectivités doivent donc disposer d’une ingénierie indépendante, de critères d’accueil explicites et de contreparties vérifiables.

De même, les organisations doivent considérer l’IA comme une infrastructure d’usage et non comme une simple couche logicielle. Elles doivent suivre les coûts complets, les dépendances fournisseurs, la réversibilité, les bénéfices et les effets réels dans le temps.

Le rapport ne plaide pas pour davantage de bureaucratie, mais pour une capacité d’instruction à la hauteur des enjeux. L’accueil des data centers doit devenir un contrat stratégique. Les usages IA doivent être hiérarchisés selon leur valeur, leurs coûts et leurs impacts. Les acteurs énergétiques doivent pouvoir expérimenter l’IA sans perdre la maîtrise de leurs systèmes critiques.

Ne pas choisir entre IA et transition énergétique

La relation entre IA et énergie ne peut être réduite à une opposition simple. L’IA est à la fois une nouvelle source de demande énergétique et un outil potentiel d’optimisation.

La France et l’Europe disposent donc d’une fenêtre stratégique : qualifier les usages avant de dimensionner les infrastructures, mesurer les gains nets, rendre visible l’inférence, conditionner l’accès aux ressources rares et construire des capacités souveraines sur les couches essentielles.

L’enjeu n’est pas de choisir entre développement de l’IA et transition énergétique, mais de faire de leur interaction un véritable objet de décision publique, industrielle et démocratique. La question centrale devient alors : quels usages IA voulons-nous rendre possibles, avec quelles ressources, dans quels territoires et au bénéfice de quelle stratégie énergétique et industrielle ?

Lire le rapport

    

Moon Énergie, activité française lancée en 2024 par le groupe bordelais Moon, poursuit sa croissance en intégrant notamment le réseau Powered by Solorack. D’abord concentrée en Gironde, l’entreprise étend aujourd’hui son activité à plusieurs départements de Nouvelle-Aquitaine et annonce avoir clôturé un nouveau cycle de financement.

Depuis le 1^er juin 2026, la baisse des aides au photovoltaïque et du tarif de rachat du surplus d’électricité solaire, passé de 12,7 à 1,1 c€/kWh, change l’équation économique des installations et renforce l’intérêt de l’autoconsommation. Pour les particuliers comme pour les entreprises, la rentabilité repose désormais davantage sur la capacité à autoconsommer l’électricité produite et à adapter les usages aux périodes de production solaire.

Seulement 2 ans après son lancement en France, Moon accélère en Nouvelle-Aquitaine

2 ans après le lancement de son activité en France, Moon Énergie poursuit son développement en Nouvelle-Aquitaine. Entre 2024 et 2025, son chiffre d’affaires a doublé, tandis que son nombre d’installations a augmenté de 42% et la puissance photovoltaïque installée de 152%. D’abord concentrée en Gironde, l’activité s’étend progressivement en Charente-Maritime, dans les Landes et les Pyrénées-Atlantiques. Cette croissance s’accompagne également d’un renforcement de l’activité auprès des entreprises : depuis 2024, Moon Énergie a multiplié par huit son nombre d’installations professionnelles, signe que la transition énergétique est aussi un enjeu pour les entreprises.

En 2026, Moon Énergie a été sélectionnée pour intégrer Powered by Solarock, le réseau national d’installateurs photovoltaïques indépendants. Le dispositif repose sur un processus de sélection exigeant par zone géographique, avec un seul installateur retenu sur des critères portant notamment sur la solidité de l’entreprise, sa conformité, son expertise métier, son ancrage territorial et la qualité de service. En Gironde, Moon Énergie a ainsi rejoint le réseau comme acteur local référent, tout en conservant son indépendance et ses équipes de pose internalisées.

Cette dynamique s’inscrit dans le développement plus large du groupe Moon. Fondé à Bordeaux en 2019, celui-ci s’est initialement développé autour de l’accès à l’énergie solaire en Afrique subsaharienne, où il a connecté plus de 70 000 foyers ruraux depuis sa création. Au cours des 12 derniers mois, le groupe a mobilisé 3,5 millions d’euros de financements supplémentaires pour accompagner son développement en Afrique. Au total, 10,5 millions d’euros ont été levés par la société depuis son lancement pour accélérer son activité d’autoconsommation partout en France, engager de nouveaux collaborateurs sur des postes stratégiques et continuer à déployer sa solution en Afrique. Moon compte aujourd’hui 115 collaborateurs, dont 8 en Nouvelle-Aquitaine, et a réalisé 6 millions d’euros de chiffre d’affaires consolidé.

La réforme du photovoltaïque recentre le marché sur l’autoconsommation

Cette croissance intervient dans un marché photovoltaïque en pleine évolution. Depuis le 1^er juin 2026, la réforme du dispositif S21 a modifié les conditions économiques du photovoltaïque résidentiel. La baisse du tarif de rachat du surplus réduit l’intérêt de revendre au réseau une part importante de l’électricité produite et renforce, à l’inverse, celui de la consommer directement sur place.

Pour les particuliers comme pour les entreprises, l’enjeu porte désormais davantage sur le dimensionnement des installations et leur capacité à faire coïncider production et consommation. Au-delà du volume d’électricité produit, la performance dépend de plus en plus de la connaissance des usages, du suivi de la production et de la capacité à déplacer certaines consommations vers les périodes où les panneaux produisent le plus.

« Le photovoltaïque entre dans une nouvelle phase. Pendant longtemps, la performance d’une installation a surtout été regardée à travers sa capacité de production et la revente de l’électricité au réseau. Aujourd’hui, avec la baisse du tarif de rachat, la logique évolue : il devient essentiel de dimensionner au plus juste, de mieux comprendre les usages et de consommer davantage l’électricité au moment où elle est produite. Cela change aussi notre métier, qui ne consiste plus seulement à installer des panneaux, mais à aider les particuliers et les entreprises à mieux piloter leur énergie dans la durée”, explique Thomas Samuel, fondateur et PDG de Moon.

Du photovoltaïque à la gestion de l’énergie

Cette évolution transforme progressivement le métier. Aux installations photovoltaïques, Moon propose désormais les batteries de stockage, les bornes de recharge pour véhicules électriques et les solutions de domotique solaire. L’objectif est de mieux synchroniser les usages avec les périodes de production. Un chauffe-eau ou la recharge d’un véhicule électrique peuvent, par exemple, être déclenchés lorsque les panneaux produisent le plus, tandis que le stockage permet de conserver une partie de l’électricité produite pour une utilisation différée. Cette logique concerne également les entreprises.

À Mérignac, le Groupe ADRÉ a notamment fait appel à Moon Énergie pour équiper son site. L’installation affiche une production annuelle estimée à 42 447 kWh et un taux d’autoconsommation de 63%. Selon les projections réalisées pour le projet, l’investissement pourra être rentabilisé dès la cinquième année. Pour Moon Énergie, cette évolution traduit un déplacement progressif du métier : au-delà de la seule installation photovoltaïque, l’enjeu porte désormais sur une gestion plus fine de la production et des consommations énergétiques, adaptée aux usages de chaque site.

Avec la montée en puissance de l’autoconsommation, la performance d’un projet ne repose plus uniquement sur la qualité des équipements installés, mais aussi sur leur dimensionnement, le suivi de la production, le pilotage des usages et, lorsque cela est pertinent, le stockage. L’expertise énergétique devient donc aussi importante que la pose elle-même. Pour les particuliers comme pour les entreprises, l’enjeu est désormais de s’appuyer sur des acteurs capables de penser l’ensemble du projet dans la durée, afin de conjuguer pertinence économique, sobriété énergétique et ancrage territorial.

Chiffres clés sur Moon

• Création en 2019 à Bordeaux
• 6 M€ de chiffre d’affaires consolidé
• 115 collaborateurs, dont 8 en Nouvelle-Aquitaine
• Plus de 70 000 installations depuis 2019
• +100 % de chiffre d’affaires pour Moon Énergie entre 2024 et 2025
• +42 % d’installations entre 2024 et 2025
• +152 % de puissance photovoltaïque installée entre 2024 et 2025
• Nombre d’installations professionnelles multiplié par 8 depuis 2024

    

Cette mise à jour logicielle intègre la série PIKO CI ainsi que le PLENTICORE BI 25 G3, enrichit la visualisation des consommations et permet le pilotage à l’échelle du système en Modbus TCP ainsi que l’intégration de jusqu’à quatre clients. Explications !

Après le lancement réussi du Multi Device Control (MDC), KOSTAL Solar Electric GmbH continue de développer activement sa solution. Avec la mise à jour logicielle 3.07.00.25789, la gestion centralisée des onduleurs dépasse la seule configuration PLENTICORE initiale : outre l’ajout de nouveaux appareils compatibles, installateurs et exploitants bénéficient d’une interface Modbus TCP de niveau supérieur, d’une mesure étendue de la consommation et de nouvelles fonctions de surveillance du système.

Aperçu des principales évolutions de la mise à jour MDC

Jusqu’à présent, le MDC était principalement destiné aux systèmes multi-appareils comprenant jusqu’à trois onduleurs des séries PLENTICORE G3 et PLENTICORE MP G3. Avec cette mise à jour, KOSTAL élargit nettement le champ d’application du MDC aux projets photovoltaïques et de stockage résidentiels et tertiaires.

• Intégration des PIKO CI G1/G2 et PLENTICORE BI 25 G3 : Les onduleurs professionnels de la gamme PIKO CI (générations 1 et 2) ainsi que le PLENTICORE BI 25 G3 peuvent désormais être intégrés en tant que clients MDC, visualisés et régulés de manière centralisée. De plus, le PLENTICORE BI 25 G3 peut être utilisé en tant que maître, comme tout PLENTICORE G3.
• Jusqu’à quatre clients MDC : L’hôte MDC peut désormais regrouper jusqu’à quatre clients MDC sur le réseau local.
• Pilotage centralisé via Modbus TCP : L’ensemble de l’installation multi-appareils se pilote via une interface unique. Les ordres de commande sont transmis en Modbus TCP conformément à la spécification Modbus KOSTAL, chapitre 3.6, exclusivement à l’hôte MDC, qui redistribue les consignes aux clients connectés.
• Visualisation étendue des consommations : Il est désormais possible de visualiser de manière ciblée un consommateur individuel ou un circuit complet de consommateurs via l’hôte MDC. Sont notamment pris en charge : KOSTAL Smart Energy Meter (KSEM), Shelly Gen2/Gen3, Shelly 3EM (Gen2), Shelly Pro 3EM (Gen3), Shelly Plug S Gen3, Shelly Plug M Gen3 et TQ-Systems SU100, MU103 et EM410
• Surveillance système renforcée : Si un client connecté via le gestionnaire d’appareils n’est plus accessible sur le réseau, l’hôte MDC le signale via le code d’événement dédié EC8005.
• Tarifs d’électricité dynamiques étendus : La prise en charge intégrée des prix dynamiques de l’électricité a été étendue aux pays baltes.

Les fonctionnalités clés du MDC restent le socle du système

Le principe fondamental du Multi Device Control reste inchangé : un PLENTICORE G3 fait office d’hôte et coordonne l’ensemble de l’installation, sans nécessiter de gestionnaire d’énergie matériel supplémentaire.

• Gestion flexible de la batterie : Un système de stockage raccordé à l’hôte est pris en charge de série. Grâce à l’extension optionnelle « Pilotage de batterie avec MDC », jusqu’à trois systèmes de stockage (un par onduleur) peuvent continuer à fonctionner avec une utilisation synchronisée de l’état de charge (SoC). Le mode secours (backup) s’effectue via la batterie connectée à l’hôte.
• Mise en réseau sur base LAN : La communication entre les équipements MDC s’effectue via le réseau local. Le compteur est raccordé en RS485 ; les clients communiquent en LAN avec l’hôte. La mise en service et la configuration se font via l’interface web.

La mise à jour MDC est disponible dès maintenant avec la version logicielle 3.07.00.25789 pour le PLENTICORE G3 dans l’espace de téléchargement de KOSTAL Solar Electric.

    

Intervenant au colloque du Syndicat des énergies renouvelables (SER), le 29 septembre 2026, Patrick Pouyanné a défendu la poursuite des investissements dans le photovoltaïque en France, tout en appelant à faire évoluer les mécanismes de soutien. Pour le président-directeur général de TotalEnergies, le solaire terrestre est désormais suffisamment mature pour prendre davantage de risque de marché, à condition de simplifier les procédures et d’accélérer l’hybridation avec les batteries.

Patrick Pouyanné part d’un constat simple : les technologies renouvelables n’en sont plus au même stade qu’il y a quinze ans. À l’époque, il fallait sécuriser leurs revenus pour permettre leur développement. Aujourd’hui, estime-t-il, le solaire terrestre et l’éolien terrestre sont devenus suffisamment compétitifs pour fonctionner avec des dispositifs davantage exposés au marché.

Le patron de TotalEnergies critique notamment un système où l’État prend une grande partie du risque de prix. Selon lui, cela peut limiter les incitations à réduire les coûts et contribuer indirectement à renchérir le foncier, les raccordements ou certaines procédures.

Miser davantage sur les PPA et les batteries

Patrick Pouyanné cite le modèle américain, fondé notamment sur des soutiens fiscaux à l’investissement, mais laissant ensuite davantage les producteurs exposés au marché.

Cette logique aurait, selon lui, un avantage : elle pousse les développeurs à sélectionner les projets les plus compétitifs et à installer plus rapidement des batteries pour gérer les écarts de prix.

Il plaide ainsi pour davantage de PPA de long terme, qui donnent aux industriels une visibilité sur leur prix d’électricité pendant dix à quinze ans. L’étape suivante serait celle des PPA hybrides, associant solaire, éventuellement éolien, stockage et moyens flexibles.

« Il faut continuer à investir en France »

Patrick Pouyanné tient toutefois à dissocier l’évolution des mécanismes de soutien d’un éventuel ralentissement des renouvelables.

Il estime au contraire qu’il faut « continuer à investir en France dans les renouvelables » et considère que la crise énergétique récente a confirmé l’intérêt de disposer d’une électricité abondante. La stabilité relative des prix français s’explique, selon lui, à la fois par le nucléaire et par les renouvelables.

Il suggère notamment de faire évoluer les appels d’offres de la CRE pour favoriser davantage les projets solaire + batterie, alors que le coût des batteries a fortement baissé ces dernières années.

TotalEnergies en retard sur ses objectifs français

Le dirigeant reconnaît par ailleurs que TotalEnergies n’a pas atteint en France les objectifs qu’il s’était fixés.

Lors de l’accélération de sa stratégie renouvelable en 2020, le groupe visait environ 5 GW dans l’Hexagone. Il n’en aurait réalisé qu’environ 2 GW, malgré un pipeline important.

Pour Patrick Pouyanné, les difficultés ne viennent pas du financement mais des caractéristiques du marché français : foncier cher, taille limitée des projets, délais administratifs, recours et procédures longues.

« Ce n’est pas du tout un problème de financement. On est prêt à financer », souligne-t-il.

Le coût du raccordement pointé du doigt

Le président de TotalEnergies insiste également sur le poids du raccordement.

Il estime que celui-ci représente en France environ 25 % du coût des modules d’une installation solaire, contre 10 % en Allemagne.

À ses yeux, une partie de l’écart de compétitivité avec les pays voisins tient donc à l’accumulation de contraintes et de coûts périphériques.

Son raisonnement est que la baisse des tarifs de soutien pourrait venir non pas d’un ralentissement des volumes, mais d’une diminution du coût global des projets.

Solaire, batterie et réseau

Patrick Pouyanné insiste enfin sur la nécessité de penser ensemble production, stockage et réseau.

Après un récent déplacement en Chine, il dit avoir été frappé par le travail réalisé autour de très grands ensembles associant solaire, batteries et infrastructures de réseau.

Pour TotalEnergies, l’hybridation devient un enjeu central. Plus la part des renouvelables augmente, plus les phénomènes d’écrêtement peuvent réduire la valeur économique des installations.

La prochaine étape du photovoltaïque serait donc, selon lui, de produire une électricité non seulement décarbonée, mais aussi plus régulière et plus utile au réseau.

Patrick Pouyanné résume ainsi une orientation désormais structurante pour le secteur : continuer à déployer du solaire, mais en l’intégrant davantage avec le stockage et les réseaux.

    

Lors de l’Université de l’autoconsommation organisée par Enerplan, Frédéric Joffre, ingénieur expert chargé des grands comptes chez TECSOL, a présenté les évolutions susceptibles de transformer le solaire distribué. Baisse des coûts, standardisation des équipements, nouvelles technologies et mobilité électrique ouvrent des perspectives. Avec une conviction : étudier désormais le stockage dans chaque projet photovoltaïque.

Quel rapport entre une fraise, un silo à céréales et une batterie ? Pour Frédéric Joffre, ces exemples illustrent une même transformation économique : la possibilité de dissocier le moment de la production de celui de la consommation. Le stockage des céréales et la chaîne du froid ont profondément changé les marchés alimentaires. Les batteries pourraient jouer un rôle comparable pour l’électricité solaire.

Cette image donne le ton de sa keynote : le stockage dépasse la simple fonction d’équipement complémentaire. Il permet de repenser la valorisation de l’électricité et les services proposés aux consommateurs.

Deux voies pour valoriser le stockage

Frédéric Joffre distingue deux grandes logiques économiques. La première consiste à intervenir sur les marchés de l’électricité : charger une batterie lorsque les prix sont bas, puis restituer l’énergie lorsqu’ils remontent. Associée à une installation photovoltaïque, elle permet également de déplacer la vente de la production vers des heures plus rémunératrices.

La seconde repose sur l’autoconsommation. L’électricité solaire stockée peut couvrir des besoins qui surviennent après les heures de production et remplacer des kilowattheures achetés au fournisseur. La valeur dépend alors du contrat du consommateur, de ses usages et du décalage entre production et consommation.

Une même batterie peut donc répondre à plusieurs objectifs. Mais leur combinaison exige un dimensionnement adapté et un pilotage cohérent : toutes les possibilités de revenus ne peuvent pas être additionnées sans tenir compte des contraintes d’exploitation.

Une filière qui doit diversifier ses modèles économiques

Pour l’intervenant, le photovoltaïque entre dans une nouvelle étape. Les dispositifs de soutien et les recettes garanties ont permis de structurer la filière et de sécuriser son financement. Le développement de modèles associant production, stockage et flexibilité ouvre désormais la perspective de projets davantage fondés sur la valeur de l’énergie et des services rendus.

Cette évolution pourrait réduire l’exposition aux changements de politique publique. Elle implique toutefois de nouvelles compétences : anticiper les prix, comprendre les usages, gérer les risques et construire des revenus suffisamment robustes pour convaincre les financeurs.

Frédéric Joffre souligne également la nécessité de travailler sur les coûts français de développement des projets, notamment les délais, les procédures et les contraintes réglementaires.

Quatre transformations à suivre

La baisse des coûts constitue le premier moteur de cette évolution. Frédéric Joffre évoque un recul de l’ordre de 70 % depuis 2022 pour les systèmes auxquels il fait référence. Son message aux professionnels est surtout méthodologique : une étude fondée sur des prix anciens peut conduire à écarter un projet dont l’économie a profondément changé.

Il identifie ensuite quatre transformations : le développement de cellules conçues spécifiquement pour le stockage stationnaire, l’émergence du sodium-ion, la standardisation des équipements et l’utilisation des batteries des véhicules électriques.

Le sodium-ion suscite notamment son intérêt pour la disponibilité des matières premières et ses perspectives techniques. Les gains de coût et de durée de vie qu’il envisage restent néanmoins des projections, dépendantes des produits et de leur industrialisation.

La standardisation est déjà un changement concret. Aux assemblages sur mesure succèdent des équipements intégrés, plus faciles à déployer et à reproduire. Quant à la recharge bidirectionnelle des véhicules, elle pourrait élargir les capacités disponibles, sous réserve de compatibilité des véhicules, des bornes et des installations électriques.

La valeur se déplace vers le pilotage

Une batterie ne crée pas de valeur par sa seule présence. Frédéric Joffre insiste sur les systèmes de gestion de l’énergie, les partenaires capables de valoriser la flexibilité et l’adaptation des financements.

Le pilotage devient central pour arbitrer entre autoconsommation, vente et services au réseau. Une veille régulière sur les équipements, les prix et les conditions de marché est donc indispensable.

Étudier systématiquement, installer lorsque cela se justifie

À une question sur la puissance minimale justifiant une batterie, sa réponse est claire : la rentabilité dépend d’abord du profil de consommation et du prix de l’électricité acheté.

Chez TECSOL, explique-t-il, l’ajout de stockage est désormais étudié sur tous les projets. Cela ne signifie pas qu’une batterie soit installée dans chaque cas. Lorsque l’investissement n’est pas retenu, l’objectif est de préserver les possibilités techniques d’une intégration ultérieure.

Enfin, Frédéric Joffre rappelle une limite essentielle : les batteries évoquées répondent principalement à des besoins de quelques heures, voire de quelques jours. Elles ne résolvent pas, à elles seules, le décalage saisonnier entre production solaire et chauffage hivernal. Le stockage s’inscrit ainsi dans un système associant plusieurs moyens de production et de flexibilité.

La formation « Photovoltaïque & Stockage », organisée fin septembre par TECSOL, a rencontré un vif succès. De nombreux lecteurs, indisponibles à cette date, ont regretté de ne pas pouvoir y participer. Pour répondre à cette demande, une nouvelle session aura lieu le 19 novembre.

Découvrez le programme et inscrivez-vous

    

Du 16 au 23 novembre 2026, TECSOL organise une nouvelle session de sa formation à distance en ingénierie photovoltaïque. La formule « Optimale », d’une durée de 18 heures, couvre l’ensemble du cycle d’un projet solaire, depuis les fondamentaux techniques et réglementaires jusqu’au dimensionnement, à l’exploitation, à l’autoconsommation et au stockage par batteries.

Bureau d’études spécialisé dans l’énergie solaire depuis plus de 40 ans, TECSOL s’appuie sur une expérience de terrain particulièrement large pour construire ses parcours de formation. L’entreprise indique avoir déjà formé plus de 15 000 stagiaires et affiche un taux de satisfaction de 95,4 % en 2025.

La formule proposée en novembre est la plus complète du dispositif : 18 heures réparties sur six jours, avec deux sessions de 1h30 par matinée, en visioconférence sur Zoom. Le groupe est limité à 30 participants, afin de conserver un format interactif et de faciliter les échanges avec les formateurs.

Du marché solaire au dimensionnement des installations

Le programme commence par une mise en perspective du marché photovoltaïque, de ses évolutions et des contraintes liées au réseau. Les stagiaires abordent ensuite les fondamentaux du rayonnement solaire, l’influence de l’orientation et de l’inclinaison, les différentes technologies de modules, leurs caractéristiques électriques ainsi que les critères de choix des équipements.

La formation entre ensuite dans le détail des systèmes d’intégration, des assurances, de la sécurité des chantiers et des principales configurations rencontrées en toiture, en ombrière ou au sol. Une séquence spécifique est consacrée aux onduleurs, aux transformateurs, aux schémas électriques et aux principaux guides de conception.

Une place importante accordée à l’autoconsommation

L’autoconsommation individuelle et collective fait l’objet d’un module dédié. Sont abordés les règles applicables, les schémas de comptage, les données économiques, les retours d’expérience ainsi que les particularités du dimensionnement d’une installation destinée à maximiser la consommation locale de l’électricité produite.

Le cursus traite également des réglementations applicables aux bâtiments, ombrières et centrales au sol, des démarches de raccordement, du prédimensionnement des installations et des différents mécanismes de soutien public.

PPA, VAN, TRI, LCOE : comprendre l’économie des projets

Au-delà de la technique, TECSOL consacre une partie de la formation à l’économie des projets. Les stagiaires travaillent notamment sur les solutions de valorisation hors soutien public, comme les PPA ou la vente sur le marché, et sur les principaux indicateurs financiers : VAN, TRI et LCOE. Un exemple détaillé de simulation financière complète cette partie.

Exploitation, logiciels et étude de cas

Les deux dernières journées abordent la mise en service, les contrôles de conformité, les garanties, les défauts à éviter et les bonnes pratiques d’exploitation et de maintenance.

Une session est également consacrée aux logiciels de conception, avec notamment PVGIS et PVsyst, appliqués à un projet fil rouge en autoconsommation de 345 kWc.

Le stockage par batteries intégré au parcours

Particularité importante de cette formule de 18 heures : elle intègre une séquence consacrée au stockage électrochimique par batteries.

Le programme aborde le fonctionnement des batteries, les principales technologies — plomb, lithium et sodium —, les schémas de raccordement et l’impact environnemental. Il traite également des flexibilités, des infrastructures de recharge pour véhicules électriques et de la valorisation des systèmes de stockage dans le cadre de projets hybrides photovoltaïque + batterie.

Cette dimension stockage complète ainsi les huit blocs de compétences de la formule Optimale, qui vont de la compréhension des principes du solaire jusqu’aux bases nécessaires à la conception d’un projet PV + stockage ou PV + IRVE.

Un accompagnement pendant un an

La formation s’adresse aux maîtres d’ouvrage, services techniques, maîtres d’œuvre, financeurs, exploitants, institutionnels et gestionnaires de parcs immobiliers. Des bases techniques en énergétique, électricité et économie sont demandées.

L’un des points forts du dispositif réside dans l’accompagnement après la formation : chaque stagiaire pourra solliciter les ingénieurs intervenants pendant un an, par e-mail, afin d’être accompagné dans l’élaboration de son premier projet solaire. L’inscription donne également accès gratuitement pendant un an au magazine Plein Soleil.

Informations pratiques

La Formule Optimale se déroulera du lundi 16 novembre au lundi 23 novembre 2026, en distanciel. Elle comprend 18 heures de cours, réparties sur six journées, avec deux créneaux quotidiens de 8h30 à 10h00 puis de 10h30 à 12h00.

Le tarif est fixé à 1 250 € HT par participant. Le nombre de places est limité à 30 stagiaires.

Renseignements et inscriptions : formation@tecsol.fr et 04 68 68 16 40

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