L’électrification des usages et le développement des énergies renouvelables accroissent le besoin de flexibilité sur le réseau électrique français, c’est à dire la capacité à ajuster la production et la consommation en temps réel. L’État et la filière s’engagent donc aujourd’hui à un « pacte de la flexibilité » afin d’accélérer le déploiement de solutions simples, fiables et accessibles aux ménages. Le Plan d’électrification est au cœur de cette démarche.

Ainsi, en matière d’installations photovoltaïques hybridées avec des batteries, le Gouvernement autorisera une dérogation permettant une puissance installée jusqu’à 25 MW, contre 17 MW aujourd’hui d’ici fin 2026 à condition de ne jamais injecter plus de 17 MW dans le réseau. Cette disposition facilitera le raccordement au réseau électrique d’installations qui associent des énergies renouvelables, en particulier le solaire, à une batterie de stockage.

Dans le cadre de cette initiative, le Plan d’électrification vise également à promouvoir des installations photovoltaïques hybridées avec des batteries.

    

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’occasion du colloque annuel du Syndicat des énergies renouvelables (SER), organisé le 29 septembre, les représentants de plusieurs candidats à l’élection présidentielle ont présenté leur vision de la politique énergétique française. Tecsol-Quotidien publiera dans les prochains jours, par ordre alphabétique, une série consacrée à leurs interventions. Premier volet aujourd’hui avec Maxime Amblard, représentant du Rassemblement national et de Marine Le Pen. 

Maxime Amblard a défendu une stratégie énergétique centrée sur la souveraineté, le nucléaire et la baisse du prix de l’électricité. S’il affirme vouloir sortir des énergies fossiles et atteindre la neutralité carbone du système énergétique en 2050, il propose en revanche d’arrêter le développement de l’éolien et du photovoltaïque en France, tout en soutenant d’autres renouvelables comme l’hydraulique, la géothermie, la biomasse, le solaire thermique ou le biogaz.

Pour Maxime Amblard, le point de départ est la dépendance persistante de la France aux hydrocarbures, qui représentent encore environ 60 % du mix énergétique. Le pétrole et le gaz importés pèsent, selon lui, à la fois sur la balance commerciale et sur la souveraineté du pays. L’objectif supérieur du programme de Marine Le Pen est donc de garantir une énergie « abondante, soutenable et abordable ».

Priorité au nucléaire et aux énergies pilotables

Le représentant du RN affirme vouloir évaluer les différentes sources d’énergie selon trois critères : disponibilité au moment où la consommation en a besoin, soutenabilité économique et environnementale, et coût complet pour les ménages et les entreprises.

Selon lui, la France dispose d’un avantage particulier avec le nucléaire, l’hydraulique, la géothermie, le biogaz, la biomasse ou encore les pompes à chaleur. Il considère en revanche que l’éolien et le photovoltaïque, du fait de leur variabilité, ne devraient plus constituer une priorité dans le système français.

Il s’appuie notamment sur l’histoire du programme nucléaire lancé après le choc pétrolier, période durant laquelle la France a fortement accru sa production d’électricité tout en réduisant sa consommation de pétrole et de charbon.

« Arrêter de développer l’éolien et le photovoltaïque »

C’est la position la plus tranchée de son intervention. Maxime Amblard appelle explicitement à arrêter le développement de l’éolien et du photovoltaïque en France.

Il estime que le pays dispose déjà de capacités électriques importantes, qu’il exporte une quantité significative d’électricité et qu’une partie du potentiel du parc nucléaire existant pourrait encore être mobilisée. À cela doivent s’ajouter, selon lui, les futurs réacteurs nucléaires.

Il conteste également le bilan économique des politiques de soutien à l’éolien et au solaire menées depuis vingt ans, estimant que les dépenses publiques engagées n’ont pas permis de réduire suffisamment la dépendance française au pétrole et au gaz.

Faire baisser le prix de l’électricité pour électrifier

Pour Maxime Amblard, la difficulté principale n’est pas aujourd’hui un manque de production électrique mais une électrification trop lente des usages.

Il estime que ménages et entreprises ne basculeront vers l’électricité que si celle-ci devient durablement plus compétitive. Le RN propose ainsi de revenir, pour la consommation intérieure française, à un prix national régulé sur dix ans, fondé sur les coûts de production des différentes filières. Les échanges internationaux resteraient, eux, inscrits dans le marché européen.

L’objectif affiché est de donner davantage de visibilité aux particuliers et aux industriels souhaitant remplacer des usages fossiles par des usages électriques.

TVA à 5,5 % sur l’énergie

Sur le pouvoir d’achat, Maxime Amblard considère que l’énergie est un bien de première nécessité. Il défend donc une TVA à 5,5 % sur l’ensemble des énergies.

En période de forte hausse des carburants, il propose également de réduire certaines taxes afin de protéger le pouvoir d’achat des ménages et d’éviter, selon lui, un blocage de l’activité économique.

Concernant les certificats d’économies d’énergie (CEE), le RN souhaite profondément revoir le dispositif, voire le réintégrer dans le budget de l’État, sans pour autant abandonner l’objectif d’efficacité énergétique qui lui est associé.

« Créer l’intérêt économique avant de contraindre »

Maxime Amblard refuse une transition reposant d’abord sur des obligations imposées aux ménages. Sa logique consiste à rendre économiquement avantageux le passage à l’électricité avant de demander aux consommateurs de modifier leurs équipements ou leurs véhicules.

Il insiste ainsi sur la nécessité de réduire et stabiliser le prix de l’électricité pour accélérer l’électrification des logements, des transports et de l’industrie.

Des renouvelables, mais pas seulement éoliennes et solaires

Dans sa conclusion, Maxime Amblard insiste sur le fait que le RN ne rejette pas toutes les énergies renouvelables. Il cite les pompes à chaleur, la biomasse, la géothermie, le solaire thermique et le biogaz, ainsi que l’hydraulique.

Selon les projections qu’il présente pour le programme énergétique de Marine Le Pen, environ 50 % de la consommation énergétique serait électrique en 2050. L’électricité serait très majoritairement nucléaire, complétée notamment par l’hydraulique et la biomasse, tandis que la chaleur ferait largement appel aux renouvelables.

Maxime Amblard avance ainsi pour 2050 une répartition de 40 % d’énergies renouvelables et 60 % de nucléaire, avec comme ligne directrice une énergie présentée comme souveraine, abordable et soutenable.

La stratégie défendue par le Rassemblement national repose donc sur une orientation très différente de celle du SER : renforcement massif du nucléaire, arrêt du développement de l’éolien et du photovoltaïque, soutien aux renouvelables pilotables et à la chaleur renouvelable, baisse du prix de l’électricité et électrification des usages, avec l’objectif affiché de réduire la dépendance aux hydrocarbures et de réindustrialiser la France.

Maxime Amblard (Rassemblement National) : « Notre priorité, c’est la souveraineté énergétique »
Christophe Béchu (Horizons) : « Sortir des énergies fossiles impose de jouer à la fois la carte du nucléaire et des renouvelables »
Karim Benbrahim (Parti Socialiste) : « Sortir des fossiles d’ici 2050 suppose d’investir massivement dans les renouvelables »
Julien Chartier (Les Républicains) : « Notre désaccord ne porte pas sur les renouvelables, mais sur l’argent public »
Cyrielle Chatelain (Les Écologistes) : « Il faut sortir des fossiles et aller vers 100 % de renouvelables »
Jean-Luc Fugit (Renaissance) : « Opposer renouvelables et nucléaire n’a aucun sens »
Thomas Pellerin-Carlin (Place Publique) : « Donner enfin de la visibilité à la transition énergétique »
Aurélie Trouvé (La France Insoumise) : « Le maître mot, c’est la planification »

    

À Saint-Élix-le-Château (Haute-Garonne), Solveo Energies illustre son savoir-faire dans le développement de solutions renouvelables adaptées aux caractéristiques de chaque territoire. En mettant en service une centrale photovoltaïque hybride de 15,4 MWc, combinant solaire flottant et solaire au sol sur une ancienne gravière, le producteur d’énergie démontre sa capacité à concevoir des projets sur mesure, en valorisant les fonciers disponibles, en tenant compte des usages locaux et en associant des technologies complémentaires. L’innovation au service du bien public dans le respect de l’environnement !

Jeudi 15 octobre dernier, le producteur d’énergies renouvelables Solveo Energies a inauguré à Saint-Élix-le-Château, en Haute-Garonne, une centrale photovoltaïque hybride de 15,4 MWc, associant 11,3 MWc de solaire flottant et 4,1 MWc de solaire au sol.

Initiation au flottant

Installée sur une ancienne carrière alluvionnaire d’une surface de 22,74 hectares (dont 14,5 hectares de plan d’eau), elle produira près de 18,8 GWh d’électricité renouvelable par an, soit l’équivalent de la consommation électrique d’environ 4 400 foyers, et permettra d’éviter l’émission de 228 tonnes de CO₂ par an. Avec cette centrale, Solveo Energies met en service sa première installation photovoltaïque flottante dans le département. Pour ce projet hybride, Solveo Energies a mis un point d’honneur à valoriser différentes surfaces d’un même site déjà artificialisé, en combinant différentes technologies complémentaires (solaire flottant sur le plan d’eau, solaire au sol sur les terrains remblayés). Une configuration techniquement exigeante, avec notamment 38 onduleurs installés directement sur le lac et des panneaux photovoltaïques ancrés jusqu’à 17 mètres de profondeur. Au total, 24 000 modules photovoltaïques sont répartis entre le plan d’eau et les terrains remblayés de l’ancienne gravière.

Un projet de territoire

Le projet de Saint-Elix-le-Château est né en 2019, lorsque Jean-Marc Matéos, Président de Solveo Energies, prend contact avec la famille Benac, propriétaire du site et issue du secteur des carrières. Le plan d’eau accueille alors notamment une activité quotidienne de jet-ski et s’inscrit dans un secteur marqué par la présence de plusieurs anciennes gravières. Dès les premières réflexions, la mairie de Saint-Élix-le-Château est associée au développement du projet. Le

Plan Local d’Urbanisme alors en vigueur permet l’installation d’une centrale photovoltaïque sur d’anciennes gravières. Les échanges avec la commune conduisent notamment à prévoir l’aménagement d’une aire de pique-nique au sud du site, afin de préserver et valoriser les usages locaux. Les études sont lancées en 2020 et les expertises environnementales confirment le faible niveau d’enjeux écologiques du site, déjà fortement anthropisé. Autorisé fin 2021, le projet est ensuite développé jusqu’à sa mise en service début septembre 2026.

Cette démarche illustre la volonté de Solveo Energies de construire ses projets en étroite collaboration avec les parties prenantes locales, afin de prendre en compte les caractéristiques et les usages du territoire et de favoriser leur appropriation locale. Ce projet revêt par ailleurs une dimension particulière pour Solveo Energies, Saint-Élix-le-Château se situant à proximité de Fenouillet, où l’entreprise a installé son siège.

« Cette réalisation est particulièrement symbolique pour Solveo Energies, dans un territoire où nous sommes historiquement implantés. Nous sommes fiers car ce projet va contribuer à la souveraineté énergétique de la France et à la lutte contre le changement climatique. Les énergies renouvelables sont indispensables à notre pays et nos entreprises ont plus que jamais besoin de soutien et de visibilité, au plus haut niveau », affirme Jean-Marc Matéos, Président de Solveo Energies.

Une centrale pensée pour s’adapter aux caractéristiques du territoire

Saint-Élix-le-Château illustre pleinement la capacité de Solveo Energies à développer de nouvelles capacités de production en s’adaptant aux caractéristiques des territoires et aux fonciers contraints ou déjà artificialisés. En combinant, sur un même site, deux technologies photovoltaïques complémentaires – flottante sur le plan d’eau et au sol sur les terrains remblayés – le projet permet de tirer parti de différentes surfaces disponibles et de maximiser le potentiel de production d’un site.

Avec ses près de 20 GWh de production annuelle (environ 14 GWh pour la partie flottante et 5,6 GWh pour la partie au sol), la centrale apporte une nouvelle capacité de production d’électricité renouvelable au territoire. L’énergie produite est directement injectée dans le réseau public. La centrale est pour cela raccordée au poste source de Carbone par 8,12 kilomètres de liaison électrique, illustrant également la capacité de Solveo Energies à concevoir et mettre en œuvre des infrastructures adaptées aux contraintes de chaque projet.

Un projet qui contribue également à la stratégie énergétique de la Région Occitanie

Cette approche sur mesure répond aux enjeux de souveraineté énergétique, de décarbonation et de sécurisation de l’approvisionnement en énergie, en permettant de développer une production renouvelable locale tout en valorisant des fonciers dont les caractéristiques ou les usages nécessitent des solutions spécifiques. Le projet transforme ainsi une ancienne gravière en site de production d’une énergie renouvelable, locale et durable. Il contribue également à la stratégie énergétique de la Région Occitanie, qui porte depuis 2016 l’ambition de devenir une Région à énergie positive à l’horizon 2050.

Pour Jérémie Almosni, Délégué général de France Renouvelables : « Cette centrale développée par Solveo Energies à Saint-Élix-le-Château constitue une véritable réussite technologique et contribuera, à son échelle, à accélérer la transition énergétique. C’est d’autant plus essentiel que la France doit poursuivre le développement d’une production d’énergies renouvelables, au plus près des territoires. Ces énergies constituent un levier majeur de notre souveraineté énergétique et participent également à préserver le pouvoir d’achat des Français. » Saint-Élix-le-Château incarne ainsi une approche du développement photovoltaïque fondée sur l’innovation technologique, l’adaptation aux territoires et la valorisation des sites déjà artificialisés, au service du développement de nouvelles capacités de production renouvelable.

Quelques chiffres…

• 22,74 hectares de site dont 14,5 hectares de plan d’eau
• 15,4 MWc — puissance totale de la centrale
• 11,3 MWc — photovoltaïque flottant
• 4,1 MWc — photovoltaïque au sol
• 26 280 — modules photovoltaïques
• 18,8 GWh/an — production annuelle
• 4 400 foyers — équivalent de consommation
• 228 tonnes de CO₂/an — émissions évitées

    

Cinq questions à Jerry Yurchisin, Senior Data Science Strategist chez Gurobi, expert en optimisation mathématique appliquée aux infrastructures énergétiques et aux centres de données.

Les centres de données sont au cœur de la transformation numérique et de l’essor de l’IA. Quels nouveaux défis cela pose-t-il aux territoires ?

Nous assistons à une accélération sans précédent de la demande liée aux centres de données. Au-delà du foncier, cela soulève des questions essentielles concernant l’accès à l’énergie, à l’eau et à d’autres ressources critiques. Les collectivités doivent également composer avec des réglementations diverses et des attentes locales parfois contradictoires.

Les décisions prises aujourd’hui auront des conséquences durables. Il est donc nécessaire de répondre à plusieurs questions complexes : où construire ces infrastructures ? Comment garantir leur approvisionnement énergétique sans fragiliser les réseaux existants ? La capacité de production est-elle suffisante pour accompagner cette croissance tout en préservant les besoins des communautés locales ?

La fiabilité du réseau électrique est devenue une préoccupation majeure. Quel impact cela a-t-il sur la sélection des sites ?

La fiabilité du réseau n’est plus acquise dans de nombreuses régions. Cette incertitude pousse les entreprises à adopter une approche beaucoup plus analytique et fondée sur des scénarios.

L’optimisation permet d’évaluer différents sites non seulement en fonction des ressources disponibles aujourd’hui, mais aussi selon leur résilience face à des scénarios futurs : évolution de la demande, retards de raccordement, contraintes du réseau ou disponibilité de nouvelles capacités de production.

Elle apporte également davantage de transparence dans les décisions, en expliquant clairement pourquoi un site est retenu plutôt qu’un autre et quels critères ont été pris en compte.

Les charges de travail liées à l’IA changent-elles la manière de planifier les infrastructures ?

Absolument. Les charges de travail de l’IA sont beaucoup plus variables que celles des centres de données traditionnels, ce qui accroît considérablement l’incertitude en matière de planification énergétique.

Les acteurs doivent désormais analyser un large éventail de scénarios de consommation. L’optimisation mathématique permet de modéliser ces situations et d’identifier des solutions qui restent viables, fiables et économiquement pertinentes malgré l’évolution des profils de charge.

En quoi l’optimisation mathématique peut-elle répondre à ces défis ?

Ces problématiques ne sont pas nouvelles en elles-mêmes. L’optimisation est utilisée depuis longtemps pour résoudre des questions telles que le choix de l’emplacement d’infrastructures ou la planification de la production énergétique.

Deux grands types de modèles sont particulièrement pertinents :

• Les modèles de localisation d’infrastructures (“Facility Location Problems”), qui permettent d’évaluer où implanter des centres de données ou des infrastructures associées en tenant compte du coût du foncier, de l’accès au réseau électrique, de la disponibilité de l’eau, des contraintes de transport de l’électricité ou encore des impacts locaux.
• Les modèles de planification de la production énergétique (“Unit Commitment Problems”), qui aident à déterminer quelles ressources énergétiques mobiliser, quand mettre en service de nouvelles capacités et comment concilier fiabilité, coûts, émissions et contraintes du réseau.

La nouveauté aujourd’hui réside moins dans les modèles eux-mêmes que dans l’ampleur et la vitesse des décisions à prendre.

L’optimisation va-t-elle devenir un standard dans l’exploitation des centres de données ?

Nous nous dirigeons clairement dans cette direction. Face à la multiplication des contraintes énergétiques, environnementales et territoriales, l’optimisation n’est plus simplement un avantage stratégique. Elle devient un véritable outil d’aide à la décision.

À l’avenir, elle pourrait être aussi essentielle aux opérations des centres de données que les générateurs de secours, les systèmes UPS ou les logiciels de gestion énergétique. Son rôle sera d’aider les équipes à prendre des décisions transparentes, justifiables et équilibrées concernant l’implantation des sites, leur expansion et l’allocation des ressources, tout en tenant compte de l’impact sur les communautés locales.

L’essor des centres de données et de l’IA transforme profondément les enjeux de planification énergétique et territoriale. Dans un contexte marqué par la pression sur les ressources, l’incertitude sur les réseaux électriques et la volatilité des besoins de calcul, l’optimisation mathématique s’impose comme un levier clé pour prendre des décisions plus fiables, transparentes et durables.

    

Plenitude annonce la nomination de Mallorie Sia au poste de Présidente de Plenitude France. À la tête de l’entreprise, Mallorie Sia aura pour mission de poursuivre le développement de Plenitude France dans un contexte de profonde transformation du secteur énergétique. Elle s’appuiera sur les forces qui font aujourd’hui le succès de Plenitude France : la proximité avec ses clients, l’innovation, l’excellence opérationnelle et l’engagement de ses collaborateurs.

Âgée de 37 ans, Mallorie Sia est diplômée d’HEC Montréal, où elle obtient un bachelor en finance d’entreprise et économie, puis d’HEC Paris, où elle complète un Master of Science HEC Entrepreneurs. En 2012, durant sa dernière année d’études, elle cofonde Treatwell France, pionnier de la réservation en ligne de services de beauté et de bien-être. Après la cession de l’entreprise au leader européen du secteur en 2015, elle en poursuit la direction pendant plusieurs années.

En 2020, elle rejoint OVO Energy France en qualité de Présidente afin de lancer et développer les activités françaises du groupe britannique. À la suite de l’acquisition d’OVO Energy France par Eni en 2022, elle poursuit son parcours au sein du groupe et occupe successivement les fonctions de Directrice Digital Factory puis de Directrice Go-to-Market de Plenitude France. À ces postes, elle pilote notamment le repositionnement et le rebranding de la marque en France, le développement des activités commerciales et le lancement de nouveaux services, l’accélération des capacités digitales et data de l’entreprise ainsi que, plus récemment, la signature du partenariat de naming de la Plenitude Arena.

Cette trajectoire entrepreneuriale et opérationnelle la conduit aujourd’hui à prendre la présidence de Plenitude France. Dans ses nouvelles fonctions, Mallorie Sia entend poursuivre le développement de l’entreprise en s’appuyant sur l’excellence de l’expérience client, l’innovation, le développement des talents et la capacité des équipes à relever les défis d’un marché en constante évolution.

« Je suis honorée de prendre la présidence de Plenitude France. Ces dernières années, l’entreprise a connu une forte transformation et s’est imposée comme un acteur reconnu de son marché. Mon ambition est de poursuivre cette dynamique de croissance en plaçant nos clients et nos collaborateurs au cœur de nos décisions. Je suis convaincue que la qualité de l’expérience client, l’innovation et l’engagement des équipes constituent les leviers les plus puissants pour créer une performance durable et bâtir l’entreprise de demain » précise Mallorie Sia, Présidente de Plenitude France.

Quid de Plenitude ?

Plenitude, une société contrôlée conjointement par Eni et Ares, opère dans plus de 15 pays à travers le monde grâce à un modèle d’activité distinct qui intègre la production d’énergie renouvelable, la vente au détail d’électricité, de gaz naturel et de solutions énergétiques, ainsi qu’un vaste réseau de recharge pour véhicules électriques. Le portefeuille de Plenitude comprend des actifs d’énergie renouvelable à grande échelle avec plus de 6 GWde capacité installée dans le monde, tout en étant un leader de la production distribuée en Italie.

L’entreprise dessert environ 11 millions de clients européens² sur le marché de détail³ avec ses produits et services et gère un réseau de plus de 23 000 points de recharge pour véhicules électriques à travers l’Italie et l’Europe. D’ici 2030, Plenitude vise à atteindre 15 GW de capacité installée, à servir 15 millions de clients et à gérer 30 000 points de recharge. En France, Plenitude dispose de près d’1 million de clients, environ 900 MW de capacité renouvelable installée et développe un réseau propriétaire de points de recharge pour véhicules électriques.

    

Le marché de l’énergie sud-africain évolue d’un système dominé par le charbon dirigé par l’État vers un modèle plus compétitif, dans lequel les promoteurs privés construisent des projets renouvelables pour les acheteurs d’entreprise, les municipalités et approvisionnent le réseau, parallèlement à la croissance du commerce bilatéral et de l’exploitation électrique. Economiquement pertinent et écologiquement vertueux !

En Afrique du Sud, les technologies renouvelables devraient dépasser la production thermique dans le mix de capacité du pays d’ici 2035, alors que le solaire photovoltaïque et l’éolien remplacent la capacité de charbon en retrait, selon GlobalData.

« La transition de l’Afrique du Sud ne se limite plus aux marchés publics »

Le dernier rapport sur l’Afrique du Sud de la plateforme d’études révèle que la capacité d’énergie installée du pays devrait croître à un taux de croissance annuel composé (TCAC) de 3,5 % entre 2025 et 2035. Attaurrahman Ojindaram Saibasan, analyste énergétique chez GlobalData, commente : « La transition de l’Afrique du Sud ne se limite plus aux marchés publics. La suppression des seuils de licence de production a permis aux mines, aux fabricants, aux détaillants et à d’autres grands consommateurs d’obtenir directement de l’électricité auprès des producteurs indépendants. Cela élargit le rôle des accords d’achat d’électricité et du wheeling d’électricité par les entreprises, tout en créant un marché plus diversifié parallèlement à la flotte de production héritée d’Eskom. »

Le charbon restera une source importante d’électricité pendant la transition en raison de son rôle établi dans le mix de production et du besoin d’approvisionnement dispatchable. Cependant, la mise hors service prévue des anciennes centrales au charbon augmente le besoin de capacité de remplacement, de ressources flexibles et de connexions de transport fiables.

« La contrainte centrale est de plus en plus le réseau »

La capacité renouvelable s’étendra plus rapidement que la production renouvelable, reflétant les profils opérationnels différents du solaire et de l’éolien par rapport à ceux des centrales au charbon. Attaurrahman Ojindaram Saibasan ajoute : « La contrainte centrale est de plus en plus le réseau, plutôt que la disponibilité des projets ou l’intérêt des investisseurs. L’Afrique du Sud dispose d’un important pipeline de projets renouvelables, en particulier dans les provinces à forte richesse en ressources, mais la capacité de transport dans les principaux corridors éolien et solaire est déjà largement allouée. La livraison de nouvelles infrastructures de transport déterminera la rapidité avec laquelle les projets contractés et développés de manière privée pourront atteindre une exploitation commerciale. »

La loi modifiant la réglementation de l’électricité, entrée en vigueur en 2025, fournit le cadre d’un marché de gros concurrentiel de l’électricité. Parallèlement, le dégroupement d’Eskom, la création de la National Transmission Company South Africa et le développement de projets de transport indépendants visent à renforcer la gouvernance du marché et à mobiliser des investissements dans l’expansion du réseau. Le commerce privé d’électricité se développe également via des contrats bilatéraux et des commerçants agréés avant la transition complète du marché.

Les quatre fantastiques : solaire, éolien, stockage et infrastructure de transport

Les investissements devraient se concentrer sur le solaire photovoltaïque, l’éolien terrestre, le stockage par batteries et les infrastructures de transport pour le reste de la décennie. Le succès du marché dépendra de l’alignement des achats renouvelables, de la distribution du réseau, de la réforme financière municipale et de la reprise opérationnelle de la flotte existante d’Eskom.

Attaurrahman Ojindaram Saibasan conclut : « L’Afrique du Sud a dépassé la question de savoir si le capital privé participera à son secteur énergétique. La question clé est de savoir si la réforme du marché et l’expansion du transport peuvent avancer suffisamment rapidement pour remplacer la capacité de charbon retirée, améliorer la fiabilité de l’approvisionnement et connecter les projets renouvelables où la qualité des ressources est la plus forte. »

Plus d’information…

    

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

Pour s’inscrire

    

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.

Maxime Amblard (Rassemblement National) : « Notre priorité, c’est la souveraineté énergétique »
Christophe Béchu (Horizons) : « Sortir des énergies fossiles impose de jouer à la fois la carte du nucléaire et des renouvelables »
Karim Benbrahim (Parti Socialiste) : « Sortir des fossiles d’ici 2050 suppose d’investir massivement dans les renouvelables »
Julien Chartier (Les Républicains) : « Notre désaccord ne porte pas sur les renouvelables, mais sur l’argent public »
Cyrielle Chatelain (Les Écologistes) : « Il faut sortir des fossiles et aller vers 100 % de renouvelables »
Jean-Luc Fugit (Renaissance) : « Opposer renouvelables et nucléaire n’a aucun sens »
Thomas Pellerin-Carlin (Place Publique) : « Donner enfin de la visibilité à la transition énergétique »
Aurélie Trouvé (La France Insoumise) : « Le maître mot, c’est la planification »

    

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. »