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

    

La commission des affaires économiques de l’Assemblée nationale a adopté un amendement supprimant l’article 82 du projet de loi de finances pour 2027. Cet article prévoyait notamment une révision à la baisse des conditions économiques de certains contrats photovoltaïques S21 déjà conclus. Le vote constitue un premier succès pour la filière solaire, mais il ne clôt pas le débat : la suppression devra encore être confirmée au cours de la procédure budgétaire et, en particulier, en séance publique.

La contestation de l’article 82 du projet de loi de finances pour 2027 vient de franchir une première étape importante à l’Assemblée nationale.

Lors de l’examen des crédits consacrés à l’énergie, la commission des affaires économiques a adopté un amendement de suppression défendu par Julie Laernoes, députée du groupe Écologiste et Social.

L’article 82 regroupait plusieurs dispositions concernant les mécanismes de soutien à la production d’électricité renouvelable. Parmi elles figurait une mesure particulièrement contestée par les professionnels du photovoltaïque : la possibilité de revoir les conditions économiques applicables à certaines installations de 300 à 500 kWc bénéficiant du régime S21.

La commission des affaires économiques est bien saisie pour avis sur cette partie du PLF 2027, mais le parcours budgétaire n’est pas terminé : le texte doit encore passer par la commission des finances puis par la séance publique.

« Revenir sur des contrats déjà conclus »

En défendant son amendement, Julie Laernoes a dénoncé une remise en cause des engagements pris par l’État à l’égard des producteurs.

Elle a notamment reproché au Gouvernement d’avoir déjà réduit plusieurs dispositifs de soutien au photovoltaïque et estimé que l’article 82 franchissait une étape supplémentaire en touchant à des contrats déjà conclus.

Selon elle, une telle évolution créerait une incertitude importante pour les entreprises appelées à investir dans la transition énergétique.

L’article comportait également d’autres dispositions concernant notamment certains anciens contrats photovoltaïques conclus entre 2006 et 2010, les périodes de prix négatifs ou encore les possibilités de sortie de l’obligation d’achat.

Jean-Luc Fugit partagé sur la suppression totale

Rapporteur pour avis sur les crédits de l’énergie, Jean-Luc Fugit a reconnu que certaines dispositions de l’article 82 lui posaient problème, notamment celles portant sur les engagements déjà contractés dans le cadre du S21.

Il s’est toutefois montré plus réservé sur une suppression complète de l’article.

Selon lui, celui-ci contenait également plusieurs mesures attendues par la filière, notamment des dispositions facilitant la sortie de certains contrats d’obligation d’achat pour aller vers la vente directe de l’électricité ou l’autoconsommation.

Le rapporteur a donc souligné la difficulté du choix : supprimer l’ensemble de l’article permettait de faire disparaître les dispositions les plus contestées, mais faisait également tomber certaines mesures jugées positives.

Un compromis politique en commission

Au cours des échanges, plusieurs députés ont proposé de retenir la suppression de l’article 82 comme signal politique, quitte à réintroduire ultérieurement, sous forme d’amendements distincts, les dispositions considérées comme favorables.

Cette solution a finalement emporté l’adhésion de la commission.

L’amendement de suppression a ainsi été adopté, mettant provisoirement fin à l’article 82 dans le texte examiné par la commission des affaires économiques.

Un député intervenant dans le débat a également insisté sur les conséquences économiques potentielles de la mesure S21 pour les entreprises du secteur, les artisans et les emplois locaux liés au photovoltaïque.

Un premier succès pour la mobilisation de la filière

Depuis la présentation du projet de loi de finances, les organisations professionnelles du solaire se sont fortement mobilisées contre la révision des contrats S21.

Elles considèrent qu’une modification rétroactive des conditions économiques de projets déjà engagés fragiliserait de nombreux producteurs, agriculteurs et PME, et surtout la confiance nécessaire à des investissements réalisés sur des horizons de vingt ans ou davantage.

Le vote de la commission constitue donc un signal important pour les acteurs du photovoltaïque.

Il ne signifie toutefois pas que l’article 82 est définitivement abandonné.

Rien n’est encore définitivement acquis

Dans la procédure budgétaire, le vote de la commission des affaires économiques constitue un avis, mais le sort définitif de l’article dépendra des étapes suivantes de l’examen parlementaire.

La commission des finances doit à son tour examiner les dispositions du projet de loi de finances, avant le débat en séance publique.

Le Gouvernement ou des députés pourront également déposer de nouveaux amendements pour réintroduire tout ou partie des mesures initialement prévues.

Pour la filière photovoltaïque, l’enjeu sera donc désormais de transformer ce premier vote en suppression définitive lors de l’examen du PLF 2027 par l’Assemblée nationale.

    

Lors du colloque annuel du Syndicat des énergies renouvelables (SER), le 29 septembre, Julien Chartier, représentant Les Républicains, a défendu une politique énergétique donnant la priorité au nucléaire, à la baisse du prix de l’électricité et à l’électrification des usages. S’il ne prône pas de moratoire sur les renouvelables, il souhaite mettre fin aux nouvelles subventions à l’éolien et au solaire en métropole, tout en maintenant les contrats déjà signés.

Face à un auditoire naturellement acquis au développement des renouvelables, Julien Chartier a d’emblée assumé les divergences entre Le Républicains et le SER. Il a néanmoins relevé que plusieurs propositions formulées par le syndicat figuraient également dans le programme présidentiel qu’il venait défendre.

Son point de départ est l’avantage que constitue, selon lui, le système électrique français : une électricité très largement décarbonée, dont il souligne la compétitivité sur le marché de gros et la stabilité. Mais il relève parallèlement que les consommateurs la paient beaucoup plus cher qu’il y a quinze ans, alors même que la consommation électrique française a diminué.

Faire baisser le prix de l’électricité pour électrifier

Pour Julien Chartier, la priorité doit être de rendre l’électricité plus attractive afin d’accélérer l’électrification des usages. Il défend notamment une baisse immédiate d’environ 5 % du prix de l’électricité en la sortant du financement des certificats d’économies d’énergie (CEE).

La logique est simple : il juge contradictoire de vouloir remplacer les énergies fossiles par une électricité largement décarbonée tout en faisant supporter à cette dernière des prélèvements qui renchérissent son prix.

Il propose également de modifier le coefficient d’énergie primaire appliqué à l’électricité dans la réglementation des bâtiments, en le faisant passer de 1,9 à 1,2. Selon lui, cette réforme permettrait notamment de remettre quelque 750 000 logements sur le marché locatif.

Plus de nouvelles subventions au solaire et à l’éolien

C’est sur le financement des renouvelables que la différence avec le SER est la plus nette. Julien Chartier affirme que tous les contrats déjà signés par l’État devraient être honorés, écartant aussi bien une remise en cause rétroactive que le réexamen général des contrats existants.

En revanche, il annonce clairement la fin des nouvelles subventions à l’éolien et au solaire en métropole.

Pour autant, il ne défend pas de moratoire : les projets capables de se développer sans soutien public resteraient libres de voir le jour. Il cite notamment l’autoconsommation, les contrats de long terme, le solaire associé aux batteries ou encore le renouvellement de parcs éoliens arrivant au terme de leurs contrats.

« Notre désaccord ne porte pas sur les renouvelables, il porte sur l’argent public », résume-t-il.

Le nucléaire comme « condition de tout le reste »

Dans l’architecture énergétique défendue par LR, le nucléaire occupe une place centrale. Julien Chartier évoque la prolongation du parc dans une perspective pouvant aller jusqu’à 80 ans, la construction des six premiers EPR2, puis éventuellement de huit réacteurs supplémentaires en fonction des coûts et des délais constatés.

Il souhaite également relancer les technologies nucléaires de quatrième génération et développer davantage l’hydroélectricité, avec un objectif de 4 GW supplémentaires. Il met en avant son caractère renouvelable, local et pilotable.

D’autres solutions doivent, selon lui, compléter le dispositif : biogaz agricole, géothermie, hydraulique, flexibilité, simplification des procédures, préférence européenne ou encore renforcement de la cybersécurité des onduleurs.

Les CEE dans le viseur

Julien Chartier s’est longuement attardé sur les certificats d’économies d’énergie. Il reprend à son compte les critiques portant sur la complexité du dispositif, son manque de lisibilité et les fraudes dont il a pu faire l’objet.

Pour LR, remettre en cause les CEE ne signifie pas abandonner les politiques d’efficacité énergétique. Il propose de les remplacer notamment par des crédits d’impôt, jugés plus lisibles et plus directement contrôlables pour financer les travaux de rénovation énergétique.

Il critique également les situations dans lesquelles des dispositifs financés par le consommateur français peuvent, selon lui, contribuer au soutien de produits importés, citant le cas des véhicules électriques fabriqués en Chine.

Produire davantage en Europe

Cette préoccupation industrielle irrigue l’ensemble de son intervention. Julien Chartier considère que la première politique de transition énergétique consiste à produire en Europe plutôt qu’à importer depuis des pays dont le bilan carbone est moins favorable.

Il défend à ce titre le mécanisme européen d’ajustement carbone aux frontières et souhaite garantir aux entreprises européennes une électricité dont le prix soit « lisible, prévisible et soutenable ».

Il insiste toutefois sur la souveraineté nationale dans la définition du mix énergétique et invoque l’article 194 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne. Selon lui, les politiques européennes ne doivent pas conduire la France à modifier son propre mix afin de gérer les choix énergétiques de ses voisins.

Une question d’acceptabilité et de démocratie

Enfin, le représentant des Républicains ajoute une dimension politique au débat sur l’acceptabilité de la transition. Il critique l’adoption d’une programmation énergétique sans débat parlementaire préalable et estime que les choix structurants doivent être soumis au débat démocratique.

Il met également en garde contre les politiques qui limiteraient, après leur acquisition, l’usage d’un véhicule ou d’un logement, estimant qu’elles peuvent être perçues comme une atteinte au droit de propriété.

La ligne défendue par Julien Chartier peut ainsi se résumer autour de quelques principes : faire baisser le prix de l’électricité pour accélérer l’électrification, conforter le nucléaire, laisser se développer les renouvelables lorsqu’ils sont compétitifs sans nouvelles subventions publiques, soutenir les productions européennes et garantir la stabilité des règles.

Sur ce dernier point, il conclut par quatre exigences : « lisibilité, prévisibilité, non-rétroactivité » et vérité sur le financement des politiques énergétiques.

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 »

    

Le projet Solar4EU de HoloSolis, qui prévoit la construction à Hambach, en Moselle, d’une usine intégrée de cellules et de modules photovoltaïques d’une capacité de 5 GW, a été sélectionné par la Commission européenne dans le cadre du Fonds pour l’innovation. Le projet figure parmi les 77 lauréats retenus en 2026 pour un soutien total de 3,4 milliards d’euros.

La Commission européenne vient de sélectionner 77 projets consacrés aux technologies zéro émission nette dans le cadre du Fonds pour l’innovation. Parmi eux figure Solar4EU, porté par HoloSolis, qui prévoit l’implantation à Hambach d’une usine intégrée de production de cellules et de modules photovoltaïques.

Le projet français vise une capacité de production de 5 GW par an. Il s’inscrit dans la stratégie européenne de reconstitution d’une base industrielle dans les technologies propres, alors que la chaîne de valeur photovoltaïque reste aujourd’hui très largement dominée par les acteurs asiatiques.

Une usine intégrée de cellules et de modules

Le projet Solar4EU repose sur une usine intégrée, couvrant à la fois la fabrication de cellules et l’assemblage de modules photovoltaïques. La technologie retenue est basée sur des cellules TOPCon de type N, aujourd’hui parmi les standards industriels les plus performants du marché.

L’objectif affiché est de produire en Europe des volumes importants de cellules et de modules afin de renforcer l’autonomie industrielle du continent et de réduire sa dépendance aux importations. La Commission européenne indique également que le projet pourrait générer plus de 2 000 emplois.

Hambach au cœur de la stratégie industrielle de HoloSolis

HoloSolis prévoit d’implanter cette gigafactory à Hambach, en Moselle, avec l’ambition d’en faire l’un des principaux sites européens de production photovoltaïque. Le calendrier actuel communiqué par l’entreprise prévoit un démarrage de la construction en 2027, puis une montée en puissance progressive de la production à partir de 2028.

À terme, avec une capacité de 5 GW, l’usine pourrait représenter plusieurs millions de panneaux fabriqués chaque année en France. Le projet s’inscrit dans un mouvement plus large de relocalisation de l’industrie photovoltaïque en Europe, soutenu par plusieurs dispositifs nationaux et communautaires.

Plus de 3,4 milliards d’euros mobilisés par l’Europe

Au total, la Commission européenne a retenu 77 projets dans 23 pays de l’Espace économique européen et 16 sont localisés en France. L’enveloppe mobilisée atteint 3,4 milliards d’euros, financés par les recettes du système européen d’échange de quotas d’émission.

Les projets sélectionnés concernent plusieurs secteurs stratégiques : décarbonation industrielle, énergies renouvelables, stockage, fabrication de technologies propres, mobilité bas carbone, matières premières critiques ou encore gestion du carbone.

Une étape importante, mais pas encore une subvention définitivement attribuée

La sélection de HoloSolis constitue une étape majeure, mais elle ne signifie pas encore que les fonds aient été définitivement versés. Les projets retenus doivent désormais entrer dans une phase de préparation des conventions de subvention avec l’Agence exécutive européenne pour le climat, les infrastructures et l’environnement. La Commission prévoit que cette phase soit achevée au premier trimestre 2027. Le montant exact de l’aide attribuée à Solar4EU n’a pas été rendu public à ce stade.

Un projet déjà fortement soutenu

Avant même cette sélection européenne, HoloSolis avait déjà sécurisé plus de 220 millions d’euros de financements initiaux pour son projet industriel. Une part importante de ce soutien provient du dispositif fiscal français C3IV, destiné à accompagner les investissements industriels dans les technologies vertes. Le groupe a également noué un partenariat technologique stratégique avec Trina Solar, l’un des principaux fabricants mondiaux de produits photovoltaïques.

Un enjeu de souveraineté industrielle

Au-delà du seul projet HoloSolis, la sélection de Solar4EU illustre la volonté européenne de préserver et de reconstruire une capacité industrielle dans le photovoltaïque. Alors que l’Europe dispose d’un marché solaire parmi les plus importants au monde, elle dépend encore très largement des importations de cellules et de modules.

Avec Solar4EU, HoloSolis veut contribuer à rééquilibrer cette situation en installant en France une capacité industrielle de taille significative. Si le projet respecte son calendrier, Hambach pourrait ainsi devenir à partir de 2028 l’un des principaux pôles européens de fabrication photovoltaïque.

    

En un an, les perspectives du marché français de l’électricité se sont profondément retournées. Après être tombé sous les 50 €/MWh en février, le contrat annuel pour livraison en 2027 approche désormais 110 €/MWh. La hausse s’est surtout accélérée depuis l’été, sous l’effet de la flambée du gaz, des tensions géopolitiques et des incertitudes sur la production française. Les échéances 2028 et 2029 progressent également, mais restent très sensiblement moins chères.

La courbe publiée par Opéra Énergie à partir des données du marché EEX illustre avec netteté le changement de climat intervenu sur le marché de gros français de l’électricité au cours des douze derniers mois.

Le contrat Cal Y+1, correspondant aujourd’hui à l’électricité livrée en continu pendant l’année 2027, évoluait encore autour de 55 à 60 €/MWh à l’automne 2025. Après une baisse progressive, il a atteint un point bas proche de 49 €/MWh en février 2026. Huit mois plus tard, la situation est radicalement différente : au 16 octobre, le Cal-27 atteint 109,61 €/MWh.

Plus qu’un doublement depuis février

Depuis son point bas de février, le prix de l’électricité pour 2027 a ainsi plus que doublé. Pendant le printemps, le marché était encore relativement stable, oscillant généralement entre 50 et 60 €/MWh. Une première tension apparaît en juillet, lorsque le Cal-27 dépasse brièvement 70 €/MWh.

Mais c’est à partir du mois d’août que l’accélération devient spectaculaire. Le contrat franchit 75 €/MWh, puis dépasse 90 €/MWh en septembre. Après un bref repli, une nouvelle poussée l’amène au-dessus de 105 €/MWh à la mi-octobre. Sur la seule semaine précédant le 16 octobre, le Cal-27 a encore gagné 7,27 %.

Le gaz entraîne l’électricité dans son sillage

Cette envolée est d’abord liée à celle du gaz européen. Le contrat gaz pour livraison en 2027 atteint désormais 70,06 €/MWh, en progression de 9 % en une semaine. Les inquiétudes portent notamment sur la reconstitution des stocks européens et sur les approvisionnements en gaz naturel liquéfié.

Les tensions autour du détroit d’Ormuz continuent de perturber les flux énergétiques venant du Golfe. À l’approche de l’hiver, la concurrence entre l’Europe et l’Asie pour accéder aux cargaisons disponibles constitue un facteur supplémentaire de tension. Même dans un système électrique français largement dominé par le nucléaire et les renouvelables, le prix du gaz reste déterminant pour les marchés européens de l’électricité, notamment lorsque les centrales thermiques sont nécessaires pour satisfaire la demande marginale.

Hydroélectricité et nucléaire sous surveillance

Des facteurs spécifiquement français contribuent également à la hausse. La sécheresse persistante pèse sur les perspectives de production hydroélectrique. Dans le même temps, la disponibilité du parc nucléaire suscite des interrogations à l’approche de la période hivernale.

Selon les données reprises par Opéra Énergie, la disponibilité nucléaire s’établissait la semaine dernière à 62 %, contre 67,5 % à la même période l’année précédente. Toute incertitude sur la capacité du parc à produire durant les mois de forte consommation se traduit rapidement par une prime de risque sur les contrats à terme.

Le prix du CO₂ constitue un troisième facteur. À 85,42 €/tonne, le quota européen renchérit le coût de fonctionnement des centrales fossiles susceptibles d’être appelées en complément.

2028 et 2029 beaucoup moins chers

La courbe montre cependant un élément particulièrement intéressant : la flambée se concentre principalement sur l’année 2027. Au 16 octobre, les trois contrats annuels s’établissent à : 109,61 €/MWh (2027) ; 67,06 €/MWh (2028) ; 60,58 €/MWh (2029)

Le marché anticipe donc une forte tension à court terme, suivie d’une détente importante. Le Cal-28 a certes progressé de 6,21 % en une semaine, mais son niveau reste inférieur de plus de 40 €/MWh à celui de 2027. Le Cal-29 reste encore plus proche des niveaux observés avant l’envolée estivale.

Cette différence traduit une courbe de prix fortement inversée : l’électricité disponible prochainement vaut beaucoup plus cher que celle livrable dans deux ou trois ans.

Un retour brutal de la volatilité

L’évolution observée depuis février constitue aussi un rappel de la forte volatilité du marché européen de l’électricité. Un industriel qui aurait sécurisé au début de l’année son approvisionnement 2027 autour de 50 €/MWh se trouve aujourd’hui dans une situation très différente d’une entreprise qui doit acheter la même électricité huit mois plus tard à plus de 100 €/MWh.

La hausse a également des implications pour les nouveaux usages électriques, l’électrification de l’industrie et les contrats de long terme conclus avec les producteurs renouvelables. Elle redonne notamment de la valeur à la capacité des installations photovoltaïques, éoliennes ou de stockage à sécuriser sur plusieurs années une partie du coût de l’électricité.

La courbe d’Opéra Énergie montre enfin que le marché ne prévoit pas nécessairement une installation durable de l’électricité au-dessus de 100 €/MWh : c’est avant tout 2027 qui concentre aujourd’hui les inquiétudes, tandis que les échéances 2028 et 2029 restent proches de 60 à 70 €/MWh.

    

Tribune d’Alain Livernais, expert infrastructures câblage chez Fluke Corporation. Les data centers se développent partout sur l’hexagone. Une fois le permis de construire en poche, le terrain identifié, le client engagé, un dernier point reste de plus en plus souvent en suspens, sans réponse claire : quid de la puissance réseau disponible dans les délais requis par le programme ?

Les options sur la table ne sont souvent pas idéales : attendre le raccordement, redimensionner le projet en fonction de ce qui est disponible, ou envisager sérieusement des actifs de production qui ne figuraient pas dans le plan initial. Le solaire revient sans cesse dans ces discussions. Et il n’est plus désormais écarté d’un revers de main.

L’ampleur de la pression derrière ce basculement a été observée au Royaume-Uni où la file d’attente des data centers pour se raccorder au réseau a progressé de 460 % [1], montrant clairement que, pour les développeurs et les exploitants, la disponibilité de la puissance est un problème de premier ordre, et non une simple hypothèse de planification. Elle se retrouve également en France, comme l’expliquait récemment, lors du Colloque national photovoltaïque de juin 2026, le président de Via DC. Il soulignait l’intensification de la compétition pour l’accès au réseau, avec RTE confronté à près de 15 GW de demandes de raccordement provenant du seul secteur des data centers [2].

Le roi soleil

L’attrait du solaire dans ce contexte est avant tout logistique. En France, la filière a établi un nouveau record en 2025, avec 5,9 GW de photovoltaïque raccordés sur l’année, en additionnant les données de RTE et d’Enedis — confirmant que le solaire reste l’une des rares sources de production déployable à une échelle significative dans des délais compatibles avec les besoins du marché.

L’enjeu porte désormais sur l’association avec le stockage, condition nécessaire pour rendre cette puissance pleinement exploitable par les opérateurs de data centers et faire passer le solaire du statut d’alternative intéressante à celui d’option sérieuse. Le stockage à l’échelle industrielle est désormais rentable, ce qui rend économique le fait de charger les batteries aux heures de pointe solaire et de les décharger plus tard. Pour les centres de données en particulier, cela va au-delà du simple décalage de charge : les batteries répondent quasi instantanément aux pics de demande brefs et intenses qui caractérisent les charges de calcul à haute densité, réduisant ainsi la pression sur le réseau sans compromettre la disponibilité. Que ce soit en termes de coût ou de rapidité, la combinaison solaire-plus-stockage est ce qui se rapproche le plus, à ce jour, d’une solution par défaut viable sur le marché actuel.

Contourner un réseau à bout de souffle

Rien de tout cela ne fait pour autant disparaître le problème du réseau. À mesure que les data centers continuent de se raccorder, des files d’attente – déjà excessives – vont s’allonger de manière exponentielle. Cette congestion ne fera que ralentir l’intégration et l’innovation. Après tout, si l’on ne peut pas se raccorder, on ne peut pas déployer — et cela vaut pour le solaire comme pour tout le reste.

Un système solaire-plus-stockage donne aux développeurs une marge de manœuvre tant que les contraintes de raccordement persistent : il permet de construire un mix électrique viable sans dépendre entièrement du calendrier du réseau. Concrètement, un parc solaire colocalisé ou proche du site, couplé à du stockage, réduit l’appel de puissance en pointe et absorbe les à-coups d’approvisionnement. Il change aussi la donne en matière de résilience : contrairement au réseau, où une panne peut affecter l’ensemble de l’alimentation, un défaut dans un parc solaire reste généralement localisé — une chaîne ou un bloc tombe en panne, pas l’installation entière. Pour des développeurs confrontés à un environnement de raccordement saturé, cela change concrètement le calcul du risque.

Les mégawatts ne fonctionnent pas tout seuls

Un actif solaire ne devient utile à la stratégie d’un data center que si le modèle d’exploitation qui l’entoure est suffisamment rigoureux pour être fiable. Cela signifie qu’il faut réfléchir au modèle d’exploitation et de maintenance avant le début de la construction, et non après : Qui effectue le travail ? Avec quels outils ? Selon quels seuils de surveillance ? Et avec quel plan en cas de problème ? Autant de questions qui doivent trouver réponse avant la mise en service du système.

La référence établie lors de la mise en service compte également. Les tests de courbe I-V à ce stade créent une référence de performance permettant de mesurer réellement la dérive par la suite. Sans elle, les dépannages se font sans point de comparaison.

La question des pièces détachées est peut-être moins évidente, mais tout aussi lourde de conséquences. Le temps de terminer la construction d’un système à l’échelle industrielle, les fabricants sont souvent déjà passés à autre chose. Les formats de modules changent, les gammes d’onduleurs évoluent, les structures de fixation aussi – si bien qu’en deux ou trois ans, à peine, les composants exacts spécifiés peuvent ne plus être facilement disponibles. À grande échelle, ce risque sur la disponibilité des pièces doit être intégré au modèle financier du projet dès le premier jour.

Enfin, la contrainte de main-d’œuvre qualifiée s’ajoute à tout cela, car elle n’a pas suivi le rythme du déploiement du solaire, et cet écart se retrouve dans la disponibilité d’équipes d’exploitation et de maintenance. La performance à long terme dépend de la mise en place réelle d’une discipline d’exploitation, car la capacité seule ne suffit pas.

« On installe et on oublie », un mythe à déconstruire

Pendant des années, une partie de l’industrie a vendu le solaire sur des bases qui ne tenaient pas la route : On l’installe, on le connecte à la supervision, on lui fait confiance pour performer. J’ai du mal à l’admettre, mais cela incluait le fait de vendre le solaire résidentiel comme une solution « on installe et on oublie » — ce qui s’est révélé loin d’être vrai. À l’échelle industrielle, avec une production alimentant une stratégie électrique critique, les conséquences de cette approche sont plus lourdes.

Preuve évidente que les opérateurs sérieux ont retenu la leçon, ils intègrent désormais l’exploitation et la maintenance dans leurs modèles financiers. Les entreprises qui font les choses correctement provisionnent ainsi les dépenses opérationnelles, la main-d’œuvre et les cycles de maintenance dans leurs modèles de projet avant le closing financier. Et c’est précisément ce qui différencie un projet convaincant sur le papier d’un projet qui continue de tenir ses promesses une fois en exploitation.

Ce qui sépare un actif rentable d’un actif qui s’érode

Le problème de puissance auquel sont confrontés les développeurs de centres de données ne va pas disparaître, et le réseau seul ne le résoudra pas dans les délais dont le marché a besoin. Le solaire-plus-stockage a gagné sa place dans le débat actuel — tant sur le plan économique que sur la résilience qu’il offre à une stratégie électrique critique.

Mais cela exige de la part des développeurs d’adopter une discipline différente de celle que l’industrie a historiquement appliquée au solaire, en intégrant dès le départ l’exploitation et la maintenance au sein de leur modèle financier. Car les décisions d’exploitation prises à la mise en service déterminent ce que l’actif pourra offrir des années plus tard. Et l’écart entre ce qui est construit et ce qui est maintenu, c’est précisément là que la valeur se maintient — ou s’érode silencieusement.

    

Elax Énergie annonce une levée de fonds de 30 millions d’euros auprès de Noria et de Crédit Mutuel Impact. La société veut accélérer le déploiement de sa solution de pilotage intelligent des chauffe-eau électriques et ouvrir deux nouveaux marchés : l’électrification des chaufferies collectives et les particuliers, via un réseau d’artisans partenaires. Son ambition : faire de l’eau chaude sanitaire un gisement massif de flexibilité pour le système électrique français.

À mesure que la production solaire et éolienne augmente, le système électrique doit être capable de déplacer davantage de consommation vers les périodes où l’électricité est abondante. C’est sur ce principe qu’Elax Énergie construit son développement depuis 2021 : plutôt que d’ajouter systématiquement de nouveaux moyens de stockage, l’entreprise propose de transformer des équipements déjà présents dans les logements en capacités de stockage thermique pilotables. Son terrain de jeu principal : le chauffe-eau électrique.

15 millions de chauffe-eau, un important gisement de flexibilité

La France compterait environ 15 millions de logements équipés de ballons d’eau chaude électriques. Leur consommation représente entre 19 et 24 TWh par an, soit près de 5 % de la consommation électrique nationale selon les chiffres avancés par Elax Énergie.

Ces équipements ont historiquement été pilotés par le système heures pleines/heures creuses afin de profiter de l’électricité nucléaire disponible la nuit. L’évolution du mix électrique change désormais la problématique : avec le développement du photovoltaïque, les périodes d’électricité abondante peuvent notamment se situer en milieu de journée.

Le chauffe-eau offre précisément la possibilité de déplacer sa consommation dans le temps sans modifier le confort de l’utilisateur : l’énergie électrique est transformée en chaleur puis stockée dans l’eau chaude jusqu’au moment où celle-ci est utilisée.

Elax Énergie veut donc transformer ces équipements en « batteries thermiques dynamiques », capables d’adapter leur fonctionnement aux besoins du réseau.

Près de 100 000 logements déjà équipés

Le boîtier développé par Elax Énergie est conçu et fabriqué en France, en Bretagne et en Normandie. L’entreprise indique avoir déjà équipé près de 100 000 logements, principalement dans le parc social.

La solution pilote la production d’eau chaude en fonction des besoins réels du logement et des signaux énergétiques. Selon l’entreprise, elle permet de réaliser 20 à 25 % d’économies annuelles sur l’eau chaude sanitaire.

Le dispositif assure également différentes fonctions de surveillance : détection de l’entartrage, maintenance prédictive, prévention des risques sanitaires et optimisation de la durée de vie des équipements.

L’installation peut être réalisée en une vingtaine de minutes, sans remplacement du chauffe-eau.

3 TWh d’électricité renouvelable écrêtés en 2025

Pour Elax Énergie, la flexibilité devient d’autant plus stratégique que le système électrique connaît de plus en plus de périodes où la production disponible dépasse momentanément la consommation ou les capacités d’exportation.

L’entreprise cite 3 TWh d’électricité renouvelable écrêtés en France en 2025. L’enjeu consiste donc à déplacer une partie des consommations vers ces périodes plutôt que de réduire la production renouvelable. Texte collé

Des millions de chauffe-eau pilotables pourraient ainsi constituer une capacité d’absorption importante, sans nécessiter la construction d’infrastructures spécifiques de stockage électrique.

30 millions d’euros pour changer d’échelle

La levée de fonds annoncée est réalisée par Noria et Crédit Mutuel Impact, à travers le Fonds Révolution Environnementale et Solidaire de Crédit Mutuel Alliance Fédérale.

Elle doit permettre à Elax Énergie de poursuivre son déploiement historique auprès des bailleurs sociaux, mais également d’ouvrir deux nouveaux marchés.

Le premier concerne l’électrification des chaufferies collectives. L’entreprise estime pouvoir substituer jusqu’à 50 % de la production thermique au gaz par une production électrique pilotée, en privilégiant les périodes où l’électricité est abondante et moins coûteuse.

Le second axe est la création du réseau Elax Pro, destiné aux plombiers, électriciens et chauffagistes. L’objectif est de rendre la technologie accessible au marché des particuliers en s’appuyant sur un réseau national d’artisans. Texte collé

Électrifier l’eau chaude pour réduire les importations fossiles

Elax Énergie pousse plus loin son raisonnement en évaluant le potentiel d’une électrification généralisée de l’eau chaude résidentielle.

Si les 38 millions de logements français utilisaient un chauffe-eau électrique, la demande liée à l’eau chaude sanitaire atteindrait, selon ses calculs, 53,2 TWh par an.

Cette électrification représenterait environ 32 TWh de consommation électrique supplémentaire mais permettrait, toujours selon l’entreprise, d’éviter l’importation de 24 TWh de gaz naturel et 7,3 TWh de fioul.

L’économie sur la balance commerciale française est estimée entre 1,3 et 1,6 milliard d’euros par an.

L’intérêt du système dépend cependant fortement du pilotage : ajouter plusieurs dizaines de térawattheures de consommation électrique sans flexibilité créerait de nouvelles pointes, alors que déplacer cette consommation vers les périodes de forte production renouvelable peut au contraire aider à équilibrer le réseau.

30 recrutements prévus d’ici fin 2027

La levée de fonds doit également permettre à Elax Énergie de renforcer ses équipes.

La société prévoit 30 recrutements d’ici fin 2027, principalement dans la R&D, l’ingénierie, les opérations, le développement commercial et le déploiement terrain.

Pour Thomas Tirtiaux, cofondateur et CEO d’Elax Énergie, la transition énergétique doit s’appuyer aussi sur des solutions simples et rapidement déployables. Les chauffe-eau électriques constituent à ses yeux un actif énergétique déjà largement disponible qu’il s’agit désormais de piloter en fonction des besoins du système électrique.

Avec cette levée de 30 millions d’euros, Elax Énergie entend ainsi faire passer le chauffe-eau d’un simple appareil de consommation à un outil de flexibilité capable d’accompagner l’intégration croissante du solaire et de l’éolien dans le réseau électrique français.

    

BYD Energy Storage renforce son dispositif mondial de services après-vente pour accompagner la croissance rapide de ses systèmes de stockage d’énergie par batteries. Le groupe exploite désormais neuf centres O&M dans le monde et annonce de nouvelles implantations en Afrique du Sud et en Bulgarie en 2027. Son objectif : rapprocher maintenance, pièces détachées et expertise technique des sites équipés.

BYD Energy Storage poursuit l’internationalisation de son activité stockage. L’entreprise chinoise annonce avoir structuré un réseau mondial de services après-vente à plusieurs niveaux, combinant exploitation et maintenance sur site, centres de projets, centres régionaux et pilotage depuis son siège mondial. Ce dispositif doit accompagner la montée en puissance du parc de systèmes BESS installés par l’entreprise et réduire les délais d’intervention en cas de panne ou de besoin de maintenance.

Neuf centres O&M dans le monde

BYD Energy Storage indique exploiter aujourd’hui neuf centres d’exploitation et de maintenance, chacun d’une superficie d’environ 2 500 m². Le réseau couvre actuellement la Chine, le Chili, l’Afrique du Sud, le Royaume-Uni, les États-Unis, l’Australie, le Japon, la Pologne et le Moyen-Orient.

Deux nouvelles implantations doivent être ouvertes en 2027, en Afrique du Sud et en Bulgarie, afin d’élargir encore la couverture géographique du groupe. Ces centres assurent plusieurs fonctions : stockage et gestion des pièces détachées, réparation et maintenance des batteries, distribution régionale des composants, recyclage des batteries et formation des techniciens locaux.

Un engagement de service en trois niveaux

BYD a également défini des engagements de délais standardisés pour son service après-vente. Le groupe annonce : une réponse sous 24 heures ; une intervention sur site sous 48 heures et une résolution des problèmes sous 7 jours.

Pour tenir ces délais, BYD Energy Storage s’appuie sur plus de 200 techniciens de terrain et plus de 100 spécialistes en recherche et développement. L’entreprise indique également privilégier, lorsque cela est possible, l’utilisation de pièces produites ou disponibles localement afin de réduire les délais logistiques et d’adapter les opérations de maintenance aux contraintes de chaque marché.

Le service après-vente devient un enjeu stratégique du stockage

Avec la multiplication des grandes installations de batteries, la question de la maintenance prend une importance croissante. Les systèmes de stockage sont appelés à fonctionner pendant de nombreuses années et à intervenir quotidiennement sur les marchés de l’électricité, dans les réseaux ou aux côtés des installations renouvelables. Leur disponibilité devient donc un élément essentiel de leur rentabilité économique.

Pour He Dehong, responsable mondial du service après-vente de BYD Energy Storage, le développement du réseau de maintenance doit évoluer au même rythme que les installations BESS du groupe. L’enjeu est de garantir la stabilité de fonctionnement à long terme des centrales de stockage, tout en réduisant les délais d’immobilisation en cas d’incident.

Plus de 650 projets de stockage livrés

BYD Energy Storage revendique désormais plus de 650 projets de stockage livrés dans le monde. L’entreprise indique également avoir dépassé 60 GWh de livraisons de BESS en 2025, ce qui l’aurait placée en tête du marché mondial cette année-là.

Cette croissance rapide oblige les fabricants à ne plus se concentrer uniquement sur la fourniture des batteries elles-mêmes. La maintenance, les logiciels de pilotage, la disponibilité des pièces détachées et la formation des équipes locales deviennent progressivement des composantes centrales de l’offre.

Vers une industrialisation du service après-vente

Le développement du réseau annoncé par BYD illustre cette évolution du marché du stockage. À mesure que les capacités installées augmentent, les fabricants cherchent à structurer leurs services après-vente sur un modèle proche de celui des grandes industries de l’énergie : centres régionaux, stocks de pièces, équipes mobiles, maintenance prédictive et assistance à distance.

Pour BYD Energy Storage, cette organisation doit soutenir l’expansion internationale de ses systèmes de stockage tout en rassurant les exploitants sur la disponibilité à long terme de leurs installations. Dans un marché des batteries stationnaires en très forte croissance, la qualité du service après-vente pourrait ainsi devenir un critère de différenciation aussi important que le prix ou les performances techniques des batteries elles-mêmes.

    

Au-delà des voitures électriques, la Chine déverse sur les marchés mondiaux des volumes considérables de panneaux photovoltaïques. En Asie et en Afrique, cette offre bon marché alimente une transition énergétique d’un genre nouveau : ménages, agriculteurs et entreprises s’équipent directement pour échapper aux prix élevés et aux défaillances des réseaux électriques. Dans une chronique publiée par Les Échos, Cécile Maisonneuve analyse cette « autre déferlante chinoise », dont le Pakistan offre aujourd’hui l’exemple le plus spectaculaire.

Lorsque l’Europe s’inquiète de la concurrence industrielle chinoise, le débat se concentre souvent sur l’automobile électrique. Pourtant, une autre offensive commerciale chinoise se déroule à une échelle au moins aussi impressionnante : celle du photovoltaïque.

Dans une chronique publiée le 11 octobre dans Les Échos, Cécile Maisonneuve, fondatrice de Decysive, souligne l’ampleur des exportations chinoises de panneaux et de cellules solaires. En mars dernier, celles-ci ont atteint 68 GW en un seul mois, soit l’équivalent de la puissance de l’ensemble du parc photovoltaïque espagnol.

La dynamique est désormais principalement tirée par l’Asie et l’Afrique, qui ont absorbé les trois quarts de la progression des exportations. Une cinquantaine de pays ont enregistré des niveaux d’achat records. Le Nigeria, le Kenya et l’Éthiopie ont ainsi chacun importé, pour la première fois, plus d’un gigawatt de panneaux et de cellules en un mois.

Ormuz accélère le basculement vers le solaire

La situation géopolitique au Moyen-Orient renforce encore cette dynamique. La quasi-fermeture du détroit d’Ormuz a renchéri le pétrole et le gaz et compliqué leur acheminement, notamment vers l’Asie. Pour les pays importateurs d’énergie qui doivent payer leurs hydrocarbures en dollars, l’équation économique évolue rapidement.

Acheter une fois un panneau solaire fabriqué en Chine peut devenir plus intéressant que continuer à importer chaque mois des cargaisons de pétrole ou de gaz dont les prix, les coûts de transport et les primes d’assurance ont fortement augmenté.

Le solaire devient ainsi, dans de nombreux pays, non seulement un outil de décarbonation mais aussi une réponse à la volatilité des prix des combustibles fossiles et aux difficultés d’approvisionnement.

Cela ne signifie cependant pas que les énergies fossiles reculent automatiquement. La consommation mondiale de charbon, qui devait légèrement diminuer cette année, pourrait au contraire atteindre un nouveau record. Plusieurs pays asiatiques, confrontés à un manque de gaz, ont remis davantage de centrales à charbon en service.

Le Pakistan, laboratoire du solaire « par le bas »

Le cas du Pakistan illustre de manière spectaculaire cette nouvelle dynamique. En 2019, le solaire représentait environ 2 % de la production électrique du pays. Au premier trimestre 2026, il aurait fourni près d’un tiers de l’électricité, devenant la première source de production. Pakistan illustre de manière spectaculaire cette nouvelle dynamique.

Cette croissance n’est pourtant pas le résultat d’un grand programme public ou d’un dispositif massif de subventions. Elle résulte avant tout de millions de décisions individuelles.

Les tarifs du réseau ont plus que doublé en trois ans et certaines régions connaissent encore des coupures pouvant durer huit à dix heures par jour. Face à cette situation, ménages, exploitants agricoles et industriels se sont équipés eux-mêmes en panneaux photovoltaïques.

Depuis 2020, environ 40 GW de panneaux auraient été importés, alors que seulement 6 GW seraient officiellement déclarés aux autorités.

L’installation elle-même s’est fortement démocratisée : certains utilisateurs apprennent même à poser leurs équipements grâce à des vidéos disponibles sur les réseaux sociaux.

Le risque de la « spirale de la mort » du réseau

Cette révolution solaire décentralisée pose cependant un problème majeur : le financement du réseau électrique. Les infrastructures électriques supportent d’importants coûts fixes. Lorsque les consommateurs disposant des moyens financiers nécessaires produisent eux-mêmes une part croissante de leur électricité, ils achètent moins d’énergie au réseau.

Les coûts fixes doivent alors être répartis entre un nombre plus faible de consommateurs. Les tarifs augmentent, ce qui incite de nouveaux clients à installer à leur tour des panneaux solaires.

À terme, les ménages restant dépendants du réseau peuvent être précisément ceux qui disposent des revenus les plus faibles et ne peuvent pas financer leur propre installation.

Ce phénomène est parfois qualifié de « spirale de la mort » du réseau électrique.

Quand le solaire chinois concurrence les centrales chinoises

La situation pakistanaise produit également un paradoxe pour Pékin. La Chine a financé et construit plusieurs centrales électriques au charbon au Pakistan dans le cadre des nouvelles Routes de la soie. Mais les panneaux photovoltaïques chinois vendus en masse aux particuliers et aux industriels diminuent désormais les ventes d’électricité des réseaux qui doivent rémunérer ces mêmes centrales.

À Port Qasim, près de Karachi, une centrale au charbon construite avec des capitaux chinois se retrouve ainsi entourée d’usines dont les toitures sont couvertes de panneaux photovoltaïques… également fabriqués en Chine.

Le développement du solaire chinois vient donc parfois concurrencer des infrastructures fossiles elles-mêmes soutenues par Pékin.

Le même phénomène commence en Afrique

Cette évolution ne se limite plus au Pakistan. En Afrique également, des entreprises chinoises commercialisent des solutions associant photovoltaïque et batteries afin de contourner les insuffisances des réseaux électriques.

À Kolwezi, en République démocratique du Congo, une usine métallurgique confrontée à de très nombreuses coupures du réseau a ainsi été équipée par une entreprise chinoise de panneaux solaires et de batteries permettant de remplacer une partie des groupes électrogènes fonctionnant au diesel.

Une nouvelle forme d’électrification apparaît ainsi : elle ne part plus nécessairement du réseau central pour aller vers le consommateur, mais directement du consommateur qui investit dans sa propre production et son propre stockage.

Jusqu’où les batteries peuvent-elles changer la donne ?

Cette évolution possède toutefois ses limites. Le solaire décentralisé peut répondre à une part importante des besoins des ménages, des commerces ou de certaines activités industrielles. Il est moins évident qu’il puisse, à lui seul, alimenter en permanence les industries fortement consommatrices d’énergie.

De même, l’urbanisation rapide et la croissance de la demande électrique en Afrique et en Asie continueront à nécessiter des réseaux performants et des moyens de production capables de fournir de l’électricité lorsque le soleil ne brille pas. La grande inconnue pourrait être le stockage.

La baisse rapide du coût des batteries permet d’augmenter progressivement la part de consommation couverte par une production solaire locale. À mesure que le couple photovoltaïque-batterie devient plus compétitif, la frontière entre système électrique centralisé et production décentralisée pourrait continuer à se déplacer.

La déferlante solaire chinoise ne transforme donc pas seulement la géographie industrielle mondiale du photovoltaïque. Elle commence aussi à modifier profondément la manière dont l’électricité est produite, achetée et consommée dans une partie du monde.

La chronique de Cécile Maisonneuve dans Les Echos

    

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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