Entech annonce la signature d’un contrat portant sur la construction d’une unité de stockage de 170 MW / 340 MWh en Belgique, sous forme de Groupement Momentané d’Entreprises avec Eiffage Energie Systèmes. Cette forme de coopération sera désormais privilégiée par les deux acteurs qui décident de mettre fin à la coentreprise créée en 2024 une fois les projets en cours de réalisation livrés.

La coentreprise Entech et Eiffage Energie Systemes vient de pousser ses derniers souffles non sans avoir atteint ses objectifs. Plusieurs contrats d’envergure ont été remportés par cette coentreprise au cours de ces deux dernières années, donnant l’occasion aux équipes d’Eiffage Énergie Systèmes et d’Entech de mettre en commun leurs compétences, et contribuant ainsi à l’activité et aux résultats des deux partenaires selon les modalités prévues (40% Entech / 60% Eiffage Énergie Systèmes).

Ces modalités n’étant plus adaptées, Entech et Eiffage Énergie Systèmes ont décidé d’un commun accord de mettre fin à cette coentreprise au profit d’une coopération au cas par cas. Cette décision ne remet pas en cause les objectifs d’Entech à court et moyen termes dans le cadre de sa feuille de route 2029.

Signature d’un contrat en Belgique en groupement d’entreprises avec Eiffage Energie Systèmes

Dans ce contexte, Entech annonce la signature, en groupement d’entreprises avec Eiffage Énergie Systèmes, d’un contrat portant sur la construction d’une unité de stockage située à La Louvière en Belgique. Ce contrat est conclu pour le compte d’Aukera, la plateforme paneuropéenne de stockage de batteries et d’énergie renouvelable soutenue par AtlasInvest, Reggeborgh et SFPIM (le fonds souverain belge). Le projet porte sur la construction d’une unité de stockage clé en main d’une puissance de 170 MW / 340 MWh, reliée au réseau de transport belge ELIA, avec une mise en service prévue mi-2027. Ce projet est assorti d’un contrat d’opération et de maintenance sur 2 ans.

Cap sur l’international

Entech a renforcé son leadership dans le secteur des centrales de stockage en démontrant depuis 2025 sa capacité à monter en puissance sur des projets d’envergure en France comme à l’international. Ce changement d’échelle se reflète d’ores et déjà dans les résultats du 1^er semestre 2026 avec une forte progression du chiffre d’affaires et de la rentabilité qui permet aujourd’hui de financer l’accélération du développement de l’entreprise à l’international.

    

La deuxième édition du baromètre du solaire donne aux installateurs les repères pour piloter leur activité. Analyse !

Un mois après une première édition largement téléchargée, Revolt.eco publie la deuxième édition de son « Baromètre du solaire », l’observatoire mensuel du photovoltaïque résidentiel français, consacrée cette fois au troisième trimestre 2026. Fondé sur les données réelles anonymisées de plus de 1 000 installateurs et de plus de 45 000 projets conçus et vendus dans sa solution Revolt Pro, il s’affirme comme un véritable outil de pilotage stratégique : chaque mois, les installateurs disposent de repères objectifs pour se situer face au marché et à leurs pairs, et ajuster leurs décisions.

Cette édition intègre un sixième indicateur inédit : la proportion de projets avec ou sans pilotage énergétique (HEMS). En septembre, la première édition dressait un constat clair : le marché ne s’effondre pas, il se transforme. En suivant pour la première fois ces tendances dans la durée, cette deuxième édition le confirme : après un creux estival en août, l’activité repart nettement en septembre, et les installateurs n’ont jamais créé autant de projets. Mais elle révèle aussi un retournement à surveiller : les prix des installations repartent à la hausse.

Un outil de pilotage, pas une photographie ponctuelle

Là où la plupart des études de marché reposent sur des sondages ponctuels, le Baromètre du solaire s’appuie sur les données d’usage réelles de la plateforme Revolt Pro : plus de 1 000 installateurs actifs chaque mois et plus de 45 000 projets analysés partout en France. Sa force tient à sa régularité : publié chaque mois, il suit désormais six indicateurs d’une édition à l’autre :

1. Le prix moyen trimestriel des installations, par puissance et par segment d’équipement
2. Nouveau : La proportion de projets avec ou sans pilotage énergétique
3. La puissance moyenne mensuelle installée par région
4. Le nombre moyen de projets créés par installateur, par mois et par région
5. Le nombre moyen de projets vendus par installateur, par mois et par région
6. Le nombre moyen d’offres envoyées par client

Pour un installateur, chacun de ces repères est un levier de décision : vérifier que ses prix restent alignés sur le marché, repérer les régions où la demande accélère, mesurer la performance de ses équipes commerciales face à ses pairs, et anticiper les évolutions de l’offre plutôt que de les subir. Le Baromètre ne se contente pas de décrire le marché : il aide chaque entreprise à piloter la sienne, mois après mois.

Nouveauté : le pilotage énergétique entre dans le Baromètre

Les systèmes de gestion de l’énergie du foyer (HEMS, pour Home Energy Management System) orchestrent la production solaire et les principaux usages de la maison (batterie, ballon d’eau chaude, pompe à chaleur, borne de recharge) pour maximiser l’autoconsommation. Le nouvel indicateur mesure la part des projets conçus dans Revolt Pro qui intègrent une solution de pilotage. Le résultat est sans ambiguïté : la part des projets avec pilotage passe de 4,6 % en mars à 8,1 % en septembre, avec un pic à 9,6 % en août.

Elle progresse d’un trimestre à l’autre, de 7,6 % au T2 à 8,6 % au T3 2026, et le nombre de projets intégrant un HEMS a été multiplié par 2,3 entre mars et septembre. Cet indicateur permet de suivre concrètement le déplacement de la valeur observé dès la première édition : des panneaux seuls vers le stockage et le pilotage. Le HEMS devient un argument de valeur à part entière, au même titre que la batterie, pour se différencier sur un projet.

Les grands enseignements de cette deuxième édition

Les prix des installations repartent à la hausse. Après un premier semestre stable, le prix moyen tous segments confondus passe de 12 080 € au T2 à 12 723 € au T3 2026 (+5,3 %). Deux causes principales : la suppression progressive par la Chine, au 1er avril 2026, du remboursement de TVA à l’export sur les modules, cellules, wafers et onduleurs, et la hausse des matières premières (silicium, pâtes d’argent, verre, aluminium). Une tendance à confirmer au T4. Le dimensionnement se stabilise. La puissance moyenne installée s’établit à 6,5 kWc au T3 2026, quasi stable par rapport au T2 (6,55 kWc), et se concentre entre 5 et 9 kWc selon les régions. Ce n’est pas un recul de l’ambition, mais le passage du « plus de puissance » au « mieux dimensionné, couplé au stockage ».

Un record de projets réalisés en septembre

Le nombre moyen de projets réalisés par installateur et par mois reste stable, à 12,1 au T3 2026 contre 12,2 au T2, malgré le creux estival d’août et grâce à un record de 14,7 projets en septembre. Des ventes qui fléchissent cet été, avant un net rebond en septembre. Le nombre moyen de projets vendus par installateur et par mois recule à 3,2 au T3 contre 3,8 au T2, soit une baisse de 16 %, sous l’effet du creux estival d’août, avant de rebondir à 3,8 en septembre. Les écarts régionaux restent marqués. La vente devient de plus en plus consultative. Le nombre moyen d’offres envoyées par client progresse de 1,45 au T2 à 1,50 au T3 2026 (+4 %) : les installateurs présentent plusieurs scénarios (puissances, avec ou sans batterie, avec ou sans pilotage, en intégrant les usages futurs du foyer). Avec 1,5 offre par client, le réflexe multi-scénarios a encore une belle marge de progression.

Une même tendance de fond : la valeur se déplace

De la puissance brute vers le dimensionnement optimisé, des panneaux seuls vers le stockage et le pilotage, du devis unique vers le conseil multi-scénarios : le métier d’installateur évolue en profondeur. Dans un contexte de remontée des prix, disposer chaque mois de données fiables devient un avantage concurrentiel. « Dans un marché qui évolue aussi vite, piloter son entreprise à l’intuition ne suffit plus. Avec le Baromètre du solaire, chaque installateur dispose chaque mois de repères objectifs, issus de projets réels, pour fixer ses prix, orienter ses efforts commerciaux et faire évoluer son offre », souligne Guillaume Berson, co-fondateur de Revolt.eco.

info.revolt.eco/barometre-092026

    

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

    

Lors du colloque annuel de France Renouvelables, organisé le 7 octobre, Henri Alfandari, député Horizons d’Indre-et-Loire et responsable des questions d’énergie au sein du parti d’Édouard Philippe, a défendu une ligne fondée sur l’accélération de la production d’énergie décarbonée, l’électrification des usages et la complémentarité entre nucléaire et renouvelables. 

Son leitmotiv : simplifier les procédures, donner de la visibilité aux investisseurs et mesurer l’efficacité des politiques publiques à la décarbonation réellement obtenue. Henri Alfandari est secrétaire national à l’énergie d’Horizons et membre de la commission des Affaires économiques de l’Assemblée nationale.

Pour Henri Alfandari, le point de départ est simple : réussir la décarbonation suppose de « produire plus, beaucoup plus, le plus tôt possible et le mieux possible ». L’énergie doit être appréhendée comme un système dans lequel production, réseaux, stockage et consommation sont indissociables. Les renouvelables électriques y occupent, selon lui, une place majeure, à condition d’en considérer le coût complet et les conséquences sur l’ensemble du système.

Ramener les projets à moins de trois ans

Le député Horizons pointe en particulier la longueur des procédures auxquelles sont confrontés les développeurs. Les lois se succèdent, constate-t-il, mais les délais demeurent.

Il propose donc de simplifier fortement la législation afin que les projets puissent aboutir en moins de trois ans, dès lors qu’ils bénéficient d’une volonté territoriale et présentent un équilibre économique. L’objectif : permettre aux capacités renouvelables de sortir plus rapidement de terre et sécuriser l’investissement.

Cette accélération doit aller de pair avec celle des usages. Henri Alfandari cite notamment le développement du marché des véhicules électriques d’occasion et la nécessité de sécuriser les débouchés de nouvelles filières comme l’hydrogène.

Une seule loi de programmation énergétique de long terme

Henri Alfandari critique également l’empilement des documents de planification et d’orientation. Sa formule est volontairement provocatrice : il appelle à davantage de « sobriété législative ».

Il préférerait un document unique fixant une stratégie énergétique française de très long terme. Le Parlement déterminerait les grands objectifs de production décarbonée sur plusieurs décennies — jusqu’à l’échelle de la durée de vie d’une centrale nucléaire — tandis que l’État conserverait la souplesse nécessaire pour mettre en œuvre cette stratégie.

En contrepartie, le gouvernement devrait rendre compte chaque année devant le Parlement des résultats obtenus.

Cette conception est cohérente avec les positions déjà défendues par Henri Alfandari à l’Assemblée, où il a appelé à une stratégie énergétique stable, de long terme, refusant l’opposition entre nucléaire et renouvelables.

« Aucun scénario » sans développement massif des renouvelables

Sur le mix électrique, le représentant d’Horizons se montre très clair. Il assume son soutien au nucléaire : « J’aime beaucoup le nucléaire. Il faut faire plus de nucléaire. » Mais il ajoute immédiatement qu’aucun scénario ne permet de fournir l’électricité nécessaire à l’électrification sans un développement massif des renouvelables électriques.

La priorité est donc, selon lui, de donner suffisamment de visibilité aux producteurs pour qu’ils investissent. Une électrification massive implique nécessairement une augmentation de la consommation d’électricité ; il faut donc garantir aux investisseurs qu’il y aura des usages en face des nouvelles capacités de production.

Henri Alfandari refuse ainsi de reproduire dans les renouvelables les erreurs commises par le passé avec d’autres filières énergétiques. Les entreprises ont investi, recruté, formé des salariés, développé des compétences et obtenu des gains de productivité : il faut désormais veiller à ne pas détruire cet acquis industriel.

Mesurer chaque euro public à la tonne de CO₂ évitée

Autre marqueur de la ligne Horizons : l’évaluation économique des politiques climatiques. Henri Alfandari souhaite mesurer les dispositifs publics selon leur capacité réelle à réduire les émissions.

Le principe serait d’établir, pour des mécanismes comme MaPrimeRénov’ ou les certificats d’économies d’énergie, le rapport entre l’argent public mobilisé et la décarbonation effectivement obtenue. Plus un dispositif permettrait d’éviter de CO₂ par euro investi, plus le soutien public pourrait être important.

Même logique pour les différentes technologies énergétiques : le raisonnement doit porter sur le coût complet du système et non sur le seul prix apparent du mégawattheure.

Henri Alfandari estime d’ailleurs que plusieurs technologies renouvelables ont désormais atteint une maturité qui leur permet d’apporter des bénéfices importants pour un coût budgétaire relativement faible. Lorsque certaines solutions restent plus coûteuses mais procurent d’autres avantages stratégiques, il faut selon lui l’assumer clairement. Il prend l’exemple de l’agrivoltaïsme : si un projet génère un bénéfice supplémentaire pour l’agriculture, un coût supérieur peut être justifié.

Moins dépendre des changements budgétaires

Le député Horizons souhaite enfin faire évoluer le financement des renouvelables vers des modèles donnant davantage d’autonomie aux producteurs.

Une loi pluriannuelle ne peut empêcher les budgets d’être votés chaque année. Il faut donc, selon lui, développer des mécanismes de marché et des contrats de long terme permettant aux projets de moins dépendre des changements successifs de politique publique.

Sa ligne énergétique repose ainsi sur une articulation assumée entre nucléaire et renouvelables, électrification, simplification administrative, visibilité de long terme et efficacité économique.

Pour Henri Alfandari, le défi n’est pas de choisir entre nucléaire et renouvelables, mais de produire suffisamment d’énergie décarbonée, assez rapidement et à un coût compétitif, pour permettre à l’économie française de remplacer massivement les usages fossiles.

    

Les Trophées de l’innovation du Forum EnerGaïa distinguent chaque année des projets capables de répondre concrètement aux grands enjeux de la transition énergétique. Pour l’édition 2026, douze innovations ont été sélectionnées dans quatre catégories : International, Déployabilité, Écosystème et Circularité. Un Prix Coup de Cœur de la Région Occitanie / Pyrénées-Méditerranée viendra également distinguer l’un des nominés.

International : stockage thermique, V2X et protection solaire

Dans la catégorie International, Caldera présente le Storage Boiler, une chaudière électrique intégrant un stockage thermique. Le système achète l’électricité lorsqu’elle est la moins chère, la stocke puis produit de la vapeur en fonction des besoins industriels. Chaque module peut stocker 5 MWh dans de l’aluminium recyclé, avec un rendement annoncé de 94 %, et fournir jusqu’à 1,3 MWth de vapeur.

Hoymiles concourt avec HiOne + HiBox + V2X, une solution résidentielle réunissant production, stockage et recharge bidirectionnelle du véhicule électrique. La batterie de la voiture peut ainsi alimenter la maison lors des pointes ou en cas de coupure réseau. Le système est déjà commercialisé dans onze pays européens.

Mersen est également nominé avec son système complet de protection 1000 V AC, conçu pour accompagner l’évolution des grandes centrales photovoltaïques vers des architectures permettant de réduire les courants, les pertes et les coûts.

Déployabilité : raccorder plus vite et solariser les toitures légères

Dans la catégorie Déployabilité, Bohr Energie propose sa Virtual Powerbox. Cette solution remplace le boîtier physique traditionnellement nécessaire pour raccorder une centrale renouvelable à un agrégateur par un service logiciel sécurisé. Elle permet d’assurer télémesure et pilotage à distance, tout en réduisant le délai de raccordement de plusieurs semaines à quelques jours.

Heliup présente pour sa part STYKON®, un panneau photovoltaïque léger issu de la recherche du CEA-INES. Avec seulement 4,7 kg/m², il vise les toitures trop fragiles pour accueillir des modules conventionnels. Collé directement sur la membrane d’étanchéité, sans perçage ni rail, il peut être posé en moins de deux minutes. Sa troisième génération intègre des cellules TOPCon et réduit de 75 % l’utilisation de matières premières.

Écosystème : hydrogène, agrivoltaïsme et autoconsommation

Dans la catégorie Écosystème, Qair développe en Occitanie un ensemble cohérent autour de l’hydrogène renouvelable, associant production, distribution et usages. Le site Hyd’Occ de Port-La-Nouvelle pourra produire jusqu’à 2 700 tonnes d’hydrogène par an, complété par des stations de distribution à Béziers et Narbonne.

Sojeal Experts concourt avec Uni-APER, un dispositif destiné à harmoniser le suivi des installations agrivoltaïques. Lancé en 2026, il réunit instituts techniques, développeurs, organismes de contrôle et experts fonciers autour d’un socle commun de paramètres.

La Maison Zilo Énergie propose de son côté une approche résidentielle associant financement participatif, autoconsommation pilotée, batterie et centrale virtuelle. Le système vise à rendre plus accessible l’équipement solaire tout en valorisant la flexibilité auprès des réseaux.

Circularité : prolonger la vie des batteries et des panneaux

Dans la catégorie Circularité, Capgemini Engineering présente Business For Planet Modeling, une solution permettant de comparer plusieurs scénarios pour les batteries : maintien en service, seconde vie ou recyclage. L’objectif est d’optimiser leur valeur économique, environnementale et industrielle.

Soprasolar associe avec Sopraloop & Soprasolar Light recyclage des membranes bitumineuses et solarisation légère des toitures. Plus de 3 000 tonnes de membranes ont déjà été revalorisées depuis début 2025.

Enfin, Soren présente Ecodesign.solar, un simulateur d’écoconception destiné aux panneaux photovoltaïques en silicium cristallin. Il permet aux fabricants d’intégrer dès la conception des critères de recyclabilité et de comparer différents choix de matériaux.

À travers ces douze projets, EnerGaïa met en lumière des innovations qui dépassent la seule production d’énergie : stockage, flexibilité, mobilité, hydrogène, agrivoltaïsme, numérique et économie circulaire dessinent une transition énergétique de plus en plus intégrée.

EnerGaïa.fr

    

A partir du 1^er décembre 2026, 9,3 millions de foyers entreront progressivement dans la deuxième phase de la réforme des Heures Creuses. Pour les foyers concernés, le principal changement tient à la saisonnalité : leurs heures creuses ne seront plus les mêmes toute l’année. 8 Heures Creuses quotidiennes sont maintenues mais leur répartition pourra varier, avec des créneaux parfois positionnés en journée, surtout l’été.

« Les Heures Creuses ont été conçues à une époque où il fallait surtout déplacer la consommation vers la nuit. Avec la hausse de la part des renouvelables sur le réseau et le développement de la production solaire, l’électricité est désormais souvent plus abondante en journée, notamment l’été : il devient logique d’inciter les clients à consommer pendant ces pics de production. Utiliser les HP/HC reste un moyen simple de réaliser des économies, et en plus, c’est vertueux » confirme Hélène Laroche Bonfils, Directrice Générale d’Octopus Energy France.

La réforme concernera progressivement 9,3 millions de foyers disposant de l’option HP/HC et s’étendra jusqu’en octobre 2027. Le nombre d’Heures Creuses restera fixé à huit par jour, avec au moins cinq heures consécutives entre 23h et 7h, tandis que les 3h restantes pourront être positionnées entre 11h et 17h. Les horaires seront déterminés par Enedis en fonction des caractéristiques locales du réseau et pourront différer entre l’hiver et l’été. Les foyers concernés conserveront une répartition majoritairement nocturne jusqu’à la fin de l’hiver. Les premières Heures Creuses d’après-midi arriveront avec la saison estivale, à partir du 1^er avril 2027.

« Cette réforme est donc une bonne chose, mais elle ne sera pas si simple à mettre en œuvre : les Français se sont habitués à décaler leur consommation la nuit. Ils vont devoir changer leurs habitudes et s’habituer à la reporter en journée. Et ils devront aussi se demander si l’option reste rentable, car il convient de consommer au moins 40 % de son électricité durant les heures creuses pour que cela soit intéressant financièrement. C’est pour tout cela que le rôle des fournisseurs est ici essentiel : nous devons faire preuve de transparence, bien avertir nos clients et les accompagner, y compris en leur conseillant de changer d’option si les heures creuses ne sont plus adaptées à leurs usages », poursuit Hélène Laroche Bonfils.

Pour ce faire, Octopus Energy France met en ligne un outil gratuit, accessible à tous les foyers, qu’ils soient clients ou non. Il leur suffit de renseigner PRM, nom et prénom et l’outil indique si les Heures Creuses du foyer vont changer, à quelle date et sur quels créneaux.

Accéder à la feuille de calcul

    

Les PPA sont morts, vive les PPA. La baisse des prix de l’électricité rebattant les cartes, les contrats d’achat direct d’électricité solaire semblent désormais appelés à évoluer vers des modèles hybrides, associant production photovoltaïque et stockage co-localisé pour mieux ajuster l’énergie livrée aux besoins du client. Ce qui relevait encore récemment d’un modèle économique émergent devient progressivement une réalité. Avec Anwar Darwich, directeur commercial de MaxSolar, retour sur le PPA hybride conclu avec DB Energie, le principe du pay-as-nominated et le rôle désormais central des batteries. 

PS : Quelle place occupent aujourd’hui les PPA hybrides sur les marchés du solaire et du stockage, et comment ce modèle pourrait-il évoluer dans les prochaines années ?

Anwar Darwich : Les PPA hybrides sont des contrats de commercialisation appliqués à des installations combinant production photovoltaïque et stockage par batteries ou, plus largement, une technologie de production et un dispositif de stockage. Leur particularité tient au modèle économique. Contrairement aux contrats de commercialisation directe, dans lequel la centrale photovoltaïque continue de bénéficier d’une rémunération garantie par l’Etat, le PPA conclu avec un client privé ou public, concerne une centrale non subventionnée. Il permet de sécuriser des revenus sur le long terme auprès d’un acheteur qui assume également le risque de baisse des prix.

Ce modèle est appelé, selon moi, à prendre une importance croissante. Les PPA solaires classiques sont désormais bien établis, mais le secteur photovoltaïque subit depuis environ deux ans une pression accrue : multiplication des prix négatifs, mesures de redispatch et restrictions de marché réduisent les volumes d’électricité effectivement valorisés.

À cela s’ajoute la raréfaction des capacités de raccordement au réseau dans une grande partie de l’Europe. L’hybridation permet précisément de mieux valoriser cette ressource devenue rare. L’objectif n’est donc plus seulement de maximiser la production d’électricité, mais d’optimiser à la fois l’utilisation du raccordement et la valeur de l’énergie produite.

C’est pourquoi les projets hybrides ne me paraissent plus relever d’un marché de niche : ils sont en train de devenir la norme pour les futurs projets. À terme, la batterie pourrait devenir un composant aussi naturel d’une centrale photovoltaïque que l’est aujourd’hui l’onduleur.

« Grâce à la flexibilité offerte par la batterie, nous pouvons transférer l’électricité des périodes hors pointe vers des périodes précieuses et à prix élevé »

PS : En quoi un PPA hybride devient-il le modèle économique le plus pertinent ?

AD : Il existe plusieurs modèles de commercialisation de l’électricité : le pay-as-produced, le pay-as-nominated ou encore le pay-as-forecasted, c’est-à-dire un règlement fondé sur la quantité d’électricité annoncée la veille, l’exploitant supportant alors le risque lié aux écarts de production – ndlr.

Une centrale photovoltaïque seule ne peut pas garantir un profil de production parfaitement régulier. Dans un modèle classique de pay-as-produced, la rémunération dépend donc directement de ce que permettent l’ensoleillement et les conditions météorologiques. Le producteur ne supporte pas le risque lié à l’intermittence.

Le PPA hybride change cette logique. Grâce à la flexibilité apportée par la batterie, l’électricité peut être déplacée des périodes où elle a peu de valeur vers les heures où elle est davantage recherchée et mieux rémunérée. On passe ainsi d’un modèle de paiement fondé sur la production réelle à un modèle pay-as-nominated, dans lequel un profil de livraison est défini à l’avance.

Nous nous engageons alors à fournir ce profil au sein du groupe d’équilibrage de l’acheteur, quelles que soient les conditions météorologiques. Un risque d’écart subsiste toutefois, même avec une batterie. Il est alors pris en charge par un tiers – généralement un agrégateur, un responsable d’équilibre ou un optimiseur – qui compense si nécessaire le volume manquant en mobilisant de l’électricité issue de son propre portefeuille.

PS : Un mot du projet PPA hybride que MaxSolar a récemment conclu avec DB Energy : pourriez-vous expliquer exactement comment fonctionne le marketing pour ce PPA hybride – en particulier le principe du paiement nominal et le rôle que joue le stockage par batterie ?

AD : Pour de nombreux acheteurs, notamment industriels, la fiabilité et la prévisibilité sont essentielles. Il ne s’agit pas seulement d’obtenir une électricité compétitive, mais aussi de pouvoir planifier les volumes livrés et de sécuriser l’approvisionnement. C’est sur cette base que nous avons construit dès le départ notre modèle avec DB Energie, car il crée de la valeur pour les deux parties.

Nous nous éloignons ainsi du schéma traditionnel pour offrir à DB Energie davantage de visibilité, de fiabilité et de flexibilité. Concrètement, le pay-as-nominated signifie que MaxSolar définit avec DB Energie les volumes à livrer, les périodes concernées et les conditions de prix, en s’appuyant sur des prévisions de production et des calendriers de livraison.

Pour l’acheteur, l’intérêt est majeur : il peut mieux organiser ses propres opérations et intégrer plus facilement cette électricité renouvelable dans son portefeuille d’approvisionnement. Le stockage joue ici un rôle déterminant, puisqu’il permet d’adapter le moment de la livraison aux besoins réels du client.

C’est précisément tout l’intérêt de la batterie : garantir qu’une quantité donnée d’électricité puisse être délivrée au moment où elle est attendue, plutôt que simplement au moment où elle est produite.

« Les PPA hybrides devraient devenir la nouvelle norme dans les six à douze prochains mois »

PS : Quels pièges peuvent survenir lors de l’entrée dans un PPA hybride, et comment ces modèles peuvent-ils être plus attractifs pour les acheteurs sans implication directe sur le marché de l’énergie ?

AD : Il faut rester pragmatique. L’ajout d’une technologie de stockage ne transforme pas à lui seul un PPA photovoltaïque en un modèle contractuel entièrement nouveau. Au fond, il s’agit toujours d’une centrale qui commercialise son électricité et d’un acheteur qui définit à quel prix, pour quels volumes et sur quelles périodes il est prêt à l’acquérir.

Pour les clients industriels encore peu familiers avec ces mécanismes, je recommande d’abord de bien s’informer. La deuxième étape consiste à clarifier en interne les priorités en matière d’approvisionnement en électricité renouvelable. Par le passé, la démarche était souvent assez simple : « Nous avons besoin d’électricité verte, signons un PPA solaire. » Cela a conduit à la signature de nombreux contrats qui ne répondaient pas toujours aux besoins réels des acheteurs.

En cas de doute, il peut donc être utile de se faire accompagner par un expert ou un consultant indépendant. Mon propre point de vue reste celui d’un acteur de la commercialisation. Mais il me paraît tout aussi important que producteurs, consultants, marketeurs et régulateurs continuent à partager leurs retours d’expérience et leurs connaissances.

Les PPA hybrides restent encore nouveaux pour une partie du marché, mais ils pourraient devenir très rapidement un standard. À mon sens, d’ici six à douze mois, ils seront beaucoup plus familiers à l’ensemble des acteurs. L’enjeu n’est donc plus de s’en méfier, mais de comprendre comment les structurer correctement et les adapter aux besoins de chaque acheteur.

    

Du verre photovoltaïque en toiture aux brise-soleil de façade, Onyx Solar montre comment le solaire peut devenir un véritable matériau d’architecture. À Séville, Barcelone et Jaén, trois réalisations illustrent la capacité du photovoltaïque intégré au bâtiment à conjuguer production d’électricité, confort, efficacité énergétique et qualité esthétique.

Hôtel Ribera de Triana: A Séville, la rénovation de la toiture de l’hôtel Ribera de Triana a abouti à la construction d’une verrière équipée de vitrages photovoltaïques en silicium cristallin, fournis par Onyx Solar. La technologie de pointe retenue a permis d’atteindre un taux de transmission de la lumière naturelle de 31 %, transformant cet espace de 230 m² en un environnement lumineux et moderne.

L’installation a non seulement revitalisé l’esthétique de l’hôtel, mais a également contribué de manière significative à son efficacité énergétique, en fournissant une puissance nominale totale de 31,05 kWc pour répondre aux besoins en énergie de l’établissement. Par ailleurs, l’utilisation de vitrages à lame d’air assure une meilleure isolation thermique, entraînant une réduction notable de l’énergie nécessaire au maintien de la température intérieure.

Grâce à ce projet, réalisé en collaboration avec Gómez Rodríguez Arquitectos et Sindetec, l’hôtel Ribera de Triana propose non seulement des vues panoramiques et des espaces rénovés, mais constitue également un modèle d’intégration réussie du développement durable dans ce type de bâtiment.

Fiche technique
Puissance nominale : 135 Wc/m²
Transmission lumineuse :L) 31 %
Coefficient U (W/m²K) 1,56

Siège Environnemental: A Barcelone, le siège de l’Agriculture, de la Pêche et de l’industrie alimentaire du Gouvernement de Catalogne se distingue comme un projet hautement symbolique et stratégique, où la fonction du bâtiment et son design durable sont pleinement alignés. En tant que siège officiel dédié à la gestion environnementale, il reflète une approche claire et cohérente : une intervention durable développée pour une institution dont la mission est de promouvoir la protection de l’environnement.

Le projet, réalisé par M.I.J. Gruas, se définit par l’intégration de solutions actives de production d’énergie dans l’enveloppe du bâtiment. Dans ce cas, le verre photovoltaïque est utilisé sous forme de brise-soleil de façade, combinant un contrôle solaire efficace avec une production d’électricité renouvelable sur site. Ces éléments fonctionnent à la fois comme systèmes d’ombrage et composants producteurs d’énergie, améliorant ainsi les performances globales du bâtiment.

D’un point de vue technique, l’intervention comprend 420 mètres carrés de verre photovoltaïque en silicium cristallin. Le système comprend un total de 1 107 unités photovoltaïques en verre, de dimensions de 1052 x 360 mm et 1107 mm, spécialement conçues pour répondre aux exigences architecturales de la façade.

Fiche Technique
Puissance nominale 65 Wc/m²
Transmission lumineuse 20%
Coefficient U (W/m²K) 5,4

Centre de santé de la Alameda: A Jaén, la construction du nouveau Centre de Santé La Alameda comprend l’installation de 432 m² de verre photovoltaïque en silicium cristallin sur sa façade ventilée. Promu par la Junta de Andalucía, ce nouveau bâtiment bioclimatique est conçu pour offrir des services de santé modernes tout en privilégiant la durabilité et l’efficacité énergétique.

Le verre photovoltaïque sélectionné pour le projet est essentiel pour garantir le confort des espaces intérieurs tout en améliorant la performance énergétique globale du bâtiment. Avec une transmission de lumière visible de 24 % et une puissance nominale de 149 Wc/m², le système permet à la lumière naturelle d’entrer dans les installations tout en contribuant significativement à la production d’énergie propre sur site.

Grâce à ce projet, conçu par Non Arquitectura et construit par Vialterra, le Centre de Santé La Alameda combine des infrastructures publiques modernes à de hautes performances énergétiques, devenant un exemple évident de construction durable dans le secteur de la santé.

Fiche Technique
Puissance nominale 149 Wc/m²
Transmittance lumineuse visible 24%

    

Les formations gratuites proposées par Tecsol fin septembre ont réuni près de 1 300 participants. Un succès qui confirme l’intérêt des professionnels pour les questions d’autoconsommation, de performance des installations photovoltaïques et de solaire thermique collectif. 

Pour celles et ceux qui n’ont pas pu participer aux sessions en direct, les webinaires sont désormais disponibles en rediffusion sur Webikeo

Quatre formations peuvent être visionnées :

• Maîtrisez l’autoconsommation solaire pour une meilleure gestion énergétique
• Réussissez votre projet d’autoconsommation collective
• Monitoring photovoltaïque : pilotez la performance de vos installations
• Maximisez l’efficacité de vos installations solaires thermiques collectives en 2026

Pour accéder à la rediffusion

Ces formations permettent de revenir à son rythme sur les principaux sujets abordés : optimisation de l’autoconsommation individuelle, montage des opérations d’autoconsommation collective, suivi de la performance des installations photovoltaïques ou encore amélioration du fonctionnement des installations solaires thermiques collectives.

Une nouvelle session de formations en direct, avec des contenus actualisés, sera organisée au début de l’année prochaine.

Vous avez suivi l’une de ces formations ? Dites-nous ce que vous en avez pensé. Et si elle vous a été utile, n’hésitez pas à nous laisser un petit commentaire : vos retours nous aident à améliorer les prochaines sessions et à choisir les sujets à approfondir.

    

ENGIE a engagé la construction du parc du Buisson, implanté sur le site d’une ancienne carrière à Saint-Jean-Froidmentel (Centre-Val de Loire). Ce sera le premier projet co-localisé du Groupe en France qui associera une centrale photovoltaïque de 29,8 MWc à un système de stockage par batteries de 8,8 MW / 20 MWh. Pensée pour optimiser l’utilisation du foncier et des infrastructures de raccordement tout en facilitant l’intégration des énergies renouvelables dans le réseau, cette configuration illustre la capacité d’ENGIE à conjuguer production d’électricité décarbonée et solutions de flexibilité.

Le Buisson marque une nouvelle étape pour ENGIE en France. Le projet repose sur un modèle dit « co-located » : la centrale photovoltaïque et les batteries sont implantées sur une même emprise, développées de façon coordonnée, et mutualisent une partie de leurs infrastructures.

Le premier parc co-localisé d’ENGIE en France

Les travaux ont débuté en septembre 2026 avec les terrassements et la création des pistes. Ils se poursuivront avec les fondations, la pose des structures et des modules photovoltaïques, puis l’installation des conteneurs de batteries et des équipements électriques. Le raccordement au réseau public est prévu à l’été 2027, avant une mise en service globale en décembre 2027. Le parc de 23 hectares accueillera près de 46 000 panneaux photovoltaïques et quatre conteneurs de batteries. Sa production annuelle représentera l’équivalent de la consommation d’environ 15 500 personnes. Le système de stockage disposera, quant à lui, d’une capacité de 20 MWh, permettant d’absorber et de restituer une puissance de 8,8 MW pendant plus de deux heures.

Stocker l’électricité et optimiser le raccordement

Les batteries permettront de stocker une partie de l’électricité lorsque la production sera abondante, puis de la restituer lorsque les besoins du réseau seront plus importants. Le stockage permettra ainsi de décaler dans le temps l’utilisation de l’électricité produite, tout en apportant davantage de flexibilité au système et en facilitant l’intégration de la production solaire aux moments où elle est la plus utile au réseau. Le modèle co-localisé présente un autre avantage concret : la centrale photovoltaïque et la batterie partagent une emprise foncière et un raccordement d’environ 11 kilomètres jusqu’au poste source.

Cette mutualisation limite les demandes de raccordement, réduit les coûts associés et améliore la pertinence économique des deux installations. « En associant production renouvelable et stockage lorsque les conditions techniques s’y prêtent, nous développons des solutions flexibles, capables de répondre aux besoins croissants de pilotabilité et d’équilibrage du réseau » souligne Marion Chotard, Directrice développement ENGIE Renouvelables et Batteries France.

Un projet construit avec et pour le territoire

Les élus et les acteurs du territoire ont très favorablement accueilli ce projet qui a bénéficié de leur soutien et de l’implication active de la commune et de l’intercommunalité. Le montant des retombées fiscales est estimé à 122 000 euros par an pour les collectivités. La commune bénéficiera également d’une enveloppe de près de 90 000 euros dans le cadre du dispositif « Bon Énergie » d’ENGIE. Ce montant, déjà sécurisé, sera consacré au financement de projets communaux liés à la transition énergétique, dont les actions seront définies par la commune.

Pour développer ce premier projet de stockage par batteries dans le Loir-et-Cher, ENGIE a travaillé en lien étroit avec le Service Départemental d’Incendie et de Secours (SDIS), la Direction Départementale des Territoires (DDT) et les services instructeurs. Ces échanges ont contribué à définir les distances entre les équipements, à intégrer des dispositifs de sécurité complémentaires et à prendre en compte les recommandations des services de secours. Le projet participe ainsi à un apprentissage collectif autour de cette technologie dans le département.

Le stockage, un axe majeur de la stratégie d’ENGIE

Grâce à ses 10,7 GW de capacités de stockage en exploitation et en construction dans le monde et à son fort ancrage local, ENGIE accompagne la transition énergétique avec des solutions de flexibilité adaptées aux besoins et aux réalités des territoires. En s’appuyant sur son expertise tout au long de la chaîne de valeur, du développement à l’optimisation des actifs, le Groupe contribue à renforcer la résilience des systèmes électriques, à faciliter l’intégration des énergies renouvelables et poursuit son ambition de porter son portefeuille mondial d’actifs renouvelables et de stockage à 95 GW d’ici 2030.