Dans un article publié le 4 novembre, Le Monde met en lumière le paradoxe actuel de la politique énergétique française : le gouvernement entend accélérer l’électrification des usages tout en réduisant simultanément le rythme de développement des énergies renouvelables.

D’un côté, les pouvoirs publics encouragent les véhicules électriques, les pompes à chaleur et plus largement le remplacement du pétrole et du gaz par une électricité produite en France. L’objectif affiché est de faire passer la part de l’électricité dans la consommation finale d’énergie de 27 % aujourd’hui à 38 % en 2035.

De l’autre, les filières solaire et éolienne constatent un net ralentissement. La nouvelle Programmation pluriannuelle de l’énergie prévoit notamment de diviser par deux le rythme de développement du photovoltaïque. Appels d’offres moins nombreux, mécanismes de soutien réduits, autorisations ralenties et incertitudes réglementaires alimentent l’inquiétude des professionnels.

Le retournement est d’autant plus brutal que les renouvelables avaient été fortement sollicitées après la crise énergétique de 2022. En 2025, plus de 6 GW de photovoltaïque ont ainsi été installés en France, près de trois fois plus qu’en 2022, tandis que les effectifs de la filière avaient fortement augmenté.

Le problème vient aujourd’hui du décalage entre une production d’électricité bas-carbone en hausse et une consommation qui tarde à redémarrer. Ce déséquilibre se traduit notamment par davantage d’heures à prix négatifs et par une modulation accrue du parc nucléaire.

Mais plusieurs experts interrogés par Le Monde mettent en garde contre une lecture trop rapide de cette situation. L’électrification de l’industrie, du chauffage et des transports reste indispensable pour réduire les importations d’énergies fossiles. Les filières renouvelables réclament donc avant tout de la cohérence et de la visibilité à long terme.

Lire l’article de Perrine Mouterde dans Le Monde

    

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

    

Les travaux menés dans les Comités régionaux de l’énergie (CRé) témoignent d’une mobilisation réelle des élus locaux et des territoires en faveur de la transition énergétique. Dans plusieurs régions, les propositions d’objectifs de développement des énergies renouvelables traduisent une ambition forte, parfois supérieure aux objectifs nationaux à l’horizon 2035. Comme une évidence !

Pour le Syndicat des énergies renouvelables (SER), la dynamique des territoires en matière d’EnR constitue un signal encourageant. Les territoires sont conscients des potentiels importants dont ils disposent et sont prêts à contribuer pleinement à la mise en œuvre de la troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3). Le Gouvernement doit désormais s’appuyer sur cette mobilisation pour traduire les ambitions exprimées en objectifs régionaux cohérents et en moyens d’action concrets liés à la PPE 3, garantissant ainsi une transition réussie.

Des territoires mobilisés, des ambitions à conforter

La régionalisation de la PPE 3 a permis d’engager un travail de concertation à l’échelle régionale autour des trajectoires de développement des énergies renouvelables. Les propositions issues des Comités régionaux de l’énergie (CRé) font apparaître des dynamiques positives. Par exemple, la somme des objectifs proposés par les Comités régionaux de l’énergie pour le solaire photovoltaïque dépasse les objectifs cibles de la PPE 3 de plus de 3 GW à 2030 et de 0,5 à près de 9 GW en 2035. Les territoires ont démontré leur volontarisme pour développer cette filière compétitive et indispensable à la décarbonation de notre mix énergétique.

Ce volontarisme marqué vaut aussi pour l’éolien terrestre, pour l’hydroélectricité ou encore la géothermie profonde. Ces résultats témoignent de la volonté des territoires de se saisir des enjeux énergétiques et de construire des trajectoires adaptées à leurs ressources et à leurs perspectives de développement. Ils confirment l’importance d’une planification territoriale qui s’appuie sur les réalités locales, les projets identifiés et le dialogue entre les élus, les services de l’État, les gestionnaires de réseaux et les filières renouvelables. Ils démontrent enfin qu’à l’échelle locale, il est possible de dépasser les postures et les caricatures dont font trop régulièrement l’objet certaines filières renouvelables et qui desservent la qualité du débat public national.

A l’État maintenant de donner aux territoires les moyens de concrétiser leurs ambitions

Le SER appelle ainsi le Gouvernement à publier rapidement le décret de régionalisation et d’en faire un outil au service de la transition énergétique. Cela suppose de retenir des objectifs à la hauteur des potentiels régionaux, de garantir que leur cumul permette l’atteinte des objectifs nationaux, notamment pour le biométhane, et la géothermie, de préserver en Hauts-de-France les perspectives des projets éoliens, notamment la dynamique de repowering et de tenir compte des ambitions régionales dans le dimensionnement des capacités de raccordement nécessaires à la réalisation des projets. 

Cette démarche doit également s’accompagner d’une visibilité de long terme pour les acteurs, ainsi que d’une mobilisation des leviers d’action des pouvoirs publics, notamment pour soutenir les projets, accompagner le développement des infrastructures énergétiques et lever les contraintes qui brident certains potentiels de développement. La transition énergétique ne se décrète pas uniquement à l’échelle nationale : elle se concrétise dans les territoires. La régionalisation doit être une étape importante de la consolidation de cette stratégie nationale et de sa mise en œuvre et en aucun cas un facteur limitant.

« Les travaux des Comités régionaux de l’énergie montrent que la transition énergétique se construit avant tout dans les territoires. Les ambitions exprimées dans plusieurs régions sont un signal positif : il existe une volonté d’agir et des potentiels à mobiliser. Il appartient désormais à l’État de donner toute sa portée à cette dynamique et de faire de la régionalisation un levier de réussite de la PPE 3 » confie Jules Nyssen, président du SER.

    

L’Institut Paris Région vient de publier une note sur le thème : « Data centers : l’attractivité de l’Île-de-France au défi de ses capacités énergétiques ». C’est un fait. Les data centers représentent le plus gros enjeu énergétique francilien de ces prochaines années. Projections ! 

Portés par une dynamique de marché favorable, dopés par l’engouement autour de l’intelligence artificielle, l’augmentation des besoins numériques et une politique volontariste d’accueil, les data centers ont le vent en poupe. Ce déploiement exponentiel ne se fait pas sans questionnements et certains territoires dans le monde ont d’ores et déjà adopté des moratoires, restreignant l’installation de data centers. 

D’ici 2035, leur nombre pourrait quadrupler en France, avec une puissance électrique amenée à être multipliée par six rien qu’en Île-de-France, soit l’équivalent de la demande électrique actuelle de toute la région. L’Île-de-France bénéficie d’atouts majeurs : position stratégique, faible latence, réseau électrique de qualité et densément maillé. Elle concentre 64 % de la puissance installée des data centers en France et dispose d’une électricité majoritairement bas-carbone (plus de 95 %).

Une équation à inconnues multiples

La chaîne d’approvisionnement sur les composants critiques forme un goulot d’étranglement, malgré les capacités d’investissement considérables mobilisées pour sécuriser les puces et équipements de secours. Le raccordement électrique, sa disponibilité et sa rapidité constituent également l’un des principaux facteurs limitant l’installation des data centers en Île-de-France.

Un raccordement peut ainsi mettre parfois huit à neuf ans. Les externalités négatives et nuisances des sites, un prix élevé de l’électricité pour le consommateur final, pourraient aussi mettre en péril l’acceptabilité des projets dans la région et ainsi aboutir à restreindre les installations.

L’énergie est vue comme le principal défi par des opérateurs soumis à une forte logique concurrentielle

L’essor important de l’intelligence artificielle et les consommations énergétiques associées ont remis en lumière les impacts énergétiques et environnementaux du numérique. En Île-de-France, les prochains grands data centers et les renforcements des capacités existantes seront consacrés à l’IA, tirant vers le haut leurs consommations énergétiques régionales. 

L’énergie est vue comme le principal défi par des opérateurs soumis à une forte logique concurrentielle. Elle conditionnera systématiquement l’implantation des data centers. L’Île-de-France est une terre d’accueil de choix, elle a sa carte à jouer en posant ses conditions pour l’accueil des data centers, à condition de conjuguer souveraineté physique de la donnée et réduction des impacts environnementaux. Où l’énergie solaire a une carte considérable à jouer !

Quelques chiffres en Île-de-France

• 151 Data centers en Île-de-France en 2025
• 6,53 GW de puissance installée en 2040 Vs 1,01 GW de puissance installée en 2025
• 5 sur 134 data centers sont raccordés à un réseau de chaleur urbain

Lire la note…

    

La sécurité énergétique devient l’un des principaux moteurs du développement des énergies renouvelables dans le monde. Dans son nouveau rapport Renewables 2026, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) prévoit l’installation de près de 4 800 GW de nouvelles capacités renouvelables entre 2026 et 2031, soit 57 % de plus qu’au cours des six années précédentes.

Pour l’AIE, la crise énergétique et les perturbations des approvisionnements en pétrole et en gaz, notamment dans le détroit d’Ormuz, ont profondément modifié la perception des renouvelables. Leur caractère domestique permet de réduire l’exposition des pays aux importations de combustibles et à la volatilité de leurs prix.

Le phénomène est déjà mesurable. Sans le développement des renouvelables intervenu depuis 2010, la consommation mondiale de combustibles fossiles aurait été environ 8 % plus élevée en 2025. L’AIE estime notamment que les renouvelables ont évité une consommation de gaz naturel équivalente à 11 % de la demande mondiale et près de 2,4 millions de barils équivalent pétrole par jour.

Le photovoltaïque représente les trois quarts de la croissance

Le solaire photovoltaïque confirme sa place centrale. Il devrait représenter plus des trois quarts de l’augmentation des capacités renouvelables mondiales d’ici 2031.

Sur les six prochaines années, environ 2 075 GW de photovoltaïque au sol devraient être installés auxquels s’ajouteraient 1 530 GW de solaire distribué, qu’il s’agisse d’installations résidentielles, commerciales, industrielles ou hors réseau.

L’AIE souligne que le photovoltaïque bénéficie à la fois de coûts compétitifs, de délais de construction courts et d’une acceptabilité généralement meilleure que celle d’autres infrastructures énergétiques. Pour de nombreux développeurs, il devient ainsi la technologie privilégiée lorsqu’il faut mettre rapidement en service de nouvelles capacités de production.

La croissance ne provient plus seulement des grands producteurs d’électricité. Les ménages et les petites entreprises jouent désormais un rôle croissant. Dans les pays où les réseaux sont peu fiables et où les prix de l’énergie sont élevés, l’autoproduction photovoltaïque apparaît comme une solution permettant simultanément de sécuriser l’approvisionnement et de réduire la facture.

Selon l’AIE, les nouvelles installations solaires en toiture ont amélioré l’accès ou la qualité de l’électricité pour au moins 70 millions de ménages depuis 2022.

Les pays émergents rattrapent les économies développées

Autre changement majeur : la géographie du marché mondial se diversifie. Pour la première fois, les capacités renouvelables supplémentaires installées dans les économies émergentes et en développement hors Chine devraient être comparables à celles des économies avancées sur la période 2026-2031.

L’Inde devient le deuxième marché mondial derrière la Chine. L’Asie du Sud-Est, le Moyen-Orient, l’Afrique du Nord et l’Afrique subsaharienne accélèrent également très fortement leurs investissements. Ensemble, plusieurs de ces régions devraient presque tripler leur rythme de développement par rapport aux six années précédentes.

La Chine demeure toutefois de très loin le premier marché mondial. Sa part dans la croissance des renouvelables devrait néanmoins reculer, passant de plus de 60 % en 2025 à environ 53 % sur la période considérée. Le changement de politique de soutien au photovoltaïque chinois a provoqué un ralentissement marqué des nouvelles installations en 2026. L’AIE estime cependant que ce recul sera largement compensé à l’échelle mondiale par l’accélération observée dans d’autres régions.

Aux États-Unis, les data centers stimulent le solaire

Les États-Unis constituent l’une des principales révisions à la hausse du nouveau rapport.

L’AIE relève de près de 40 % ses prévisions de développement des renouvelables par rapport à son rapport précédent. Le pays devrait installer près de 314 GW de nouvelles capacités entre 2026 et 2031, dont près de 90 % sous forme de photovoltaïque.

La croissance rapide de la consommation électrique des data centers joue un rôle déterminant. Face à cette demande nouvelle, le solaire et les batteries disposent d’un avantage particulier : ils peuvent être déployés beaucoup plus rapidement que de nouvelles centrales thermiques, alors que les délais de livraison des turbines à gaz restent importants.

Le développement des data centers apparaît ainsi comme un nouveau moteur du couple solaire-stockage aux États-Unis.

Réseaux et stockage deviennent le prochain défi

Cette accélération fait cependant apparaître une nouvelle contrainte : l’intégration des renouvelables dans les systèmes électriques. En 2031, les renouvelables devraient fournir près de 45 % de l’électricité mondiale, contre environ un tiers aujourd’hui. Le solaire et l’éolien représenteraient ensemble plus de 28 % de la production mondiale. Dans 17 pays, la part des renouvelables variables devrait dépasser 50 % du mix électrique.

L’enjeu se déplace donc progressivement de la seule construction de capacités de production vers les réseaux, le stockage et la flexibilité de la consommation. Les projets renouvelables et de stockage à un stade avancé en attente de raccordement représentent déjà environ 3 000 GW dans le monde. L’AIE estime que l’investissement dans les réseaux doit désormais suivre le rythme des nouvelles capacités renouvelables.

Le stockage par batteries est appelé à jouer un rôle croissant. Les projets hybrides associant solaire, éolien et batteries peuvent déjà produire une électricité à moins de 75 dollars par MWh dans de nombreuses régions tout en offrant une production plus pilotable. Le stockage derrière le compteur devrait également connaître une croissance spectaculaire : sa capacité mondiale pourrait être multipliée par près de six pour dépasser 670 GWh en 2031.

Le message du rapport est donc clair : la dynamique mondiale des renouvelables s’élargit et s’accélère. Mais la prochaine phase de leur développement dépendra autant de la capacité à construire des réseaux et du stockage que de celle à installer de nouveaux panneaux photovoltaïques et de nouvelles éoliennes.

Téléchargez le rapport

    

Invité samedi 7 novembre de l’émission On n’arrête pas l’éco sur France Inter, Bernard Fontana, PDG d’EDF, a défendu une accélération de l’électrification de l’économie française. Pour lui, l’électricité produite en France constitue à la fois un outil de compétitivité, de protection contre la volatilité des énergies fossiles et de souveraineté énergétique. 

Interrogé sur la hausse des factures d’électricité au cours des dix dernières années, Bernard Fontana a rappelé que le prix payé par le consommateur se décompose grossièrement en trois parties : les taxes, les réseaux et la production.

La modernisation et le renforcement des réseaux nécessitent des investissements importants, notamment pour accueillir de nouvelles capacités renouvelables. EDF doit également investir dans son parc nucléaire afin d’en prolonger la durée de fonctionnement selon les exigences de sûreté actuelles.

Une France mieux protégée de la hausse des prix du gaz

Dans un contexte de forte volatilité des prix de l’énergie, le dirigeant d’EDF souligne l’avantage du système électrique français.

Il cite les prix à terme de l’électricité pour 2027 : environ 113 euros/MWh en France, contre 145 euros en Allemagne, 171 euros en Italie et 120 euros en Espagne. Pour Bernard Fontana, la France bénéficie ainsi d’une protection relative face aux tensions sur le gaz et le pétrole.

Pour les particuliers, il assure que la quasi-totalité des offres d’EDF devraient rester stables au moins jusqu’au 1er février et probablement jusqu’à la fin de l’hiver.

Du côté des entreprises, EDF a largement développé les contrats à moyen et long terme. Selon Bernard Fontana, 85 % des clients professionnels qui ne relèvent pas du tarif réglementé étaient déjà couverts à la fin septembre. EDF propose notamment des contrats de trois, quatre ou cinq ans et, pour certains grands industriels électro-intensifs, des engagements beaucoup plus longs.

Passer de 27 % à beaucoup plus d’électricité

L’enjeu dépasse toutefois la seule question du prix. Aujourd’hui, selon Bernard Fontana, l’électricité représente environ 27 % de l’énergie primaire consommée en France. Dans le même temps, le pays a dépensé plus de 60 milliards d’euros l’an dernier pour importer des énergies fossiles, principalement du pétrole et du gaz.

À l’inverse, la France a exporté pour environ 5 milliards d’euros d’électricité vers ses voisins.

Le patron d’EDF en tire une conclusion : augmenter la part de l’électricité dans la consommation énergétique permettrait de réduire la dépendance aux importations et de conserver davantage de valeur économique sur le territoire français.

Il cite la Suède, où la part de l’électricité atteint déjà environ 50 %, et considère que la France peut aller beaucoup plus loin dans l’électrification.

Pompes à chaleur et voitures électriques

Premier levier : le chauffage des bâtiments. Bernard Fontana estime qu’une pompe à chaleur peut permettre de réduire d’environ 50 % la facture énergétique par rapport à une chaudière au fioul ou au gaz.

EDF développe notamment une offre de financement destinée à faciliter l’accès à ces équipements. Le groupe a également prévu une prime de 1 000 euros pouvant bénéficier à jusqu’à 80 000 ménages modestes.

Deuxième levier : la mobilité électrique. Le PDG d’EDF souligne que le coût d’un « plein » électrique est aujourd’hui trois à cinq fois inférieur à celui d’un véhicule thermique. L’enjeu consiste désormais à proposer des tarifs adaptés et à piloter la recharge aux moments où l’électricité est la plus abondante et la moins chère.

EDF travaille notamment avec Renault pour proposer une offre intégrée comprenant le véhicule, la borne domestique et le pilotage intelligent de la recharge.

Les heures creuses vont progressivement se déplacer vers la journée

Le développement du photovoltaïque modifie également la structure des prix au cours de la journée. Historiquement concentrées la nuit, les heures creuses commencent à apparaître en milieu de journée, lorsque la production solaire est importante.

Bernard Fontana estime qu’il faut poursuivre cette évolution progressivement afin d’adapter les comportements des consommateurs. Plusieurs millions de Français devraient ainsi bénéficier de nouvelles plages d’heures creuses en journée.

Cette évolution traduit un changement profond du système électrique : il ne s’agit plus uniquement d’adapter la production à la consommation, mais aussi d’inciter la consommation à se déplacer vers les périodes de forte production renouvelable.

Adapter le parc nucléaire au changement climatique

Le patron d’EDF a également été interrogé sur l’impact des canicules sur les centrales nucléaires.

La hausse de la température des fleuves et la diminution de leur débit peuvent contraindre certaines centrales à réduire leur puissance ou à arrêter temporairement des réacteurs afin de respecter les limites réglementaires de température de l’eau rejetée.

EDF envisage notamment d’équiper davantage de centrales de dispositifs permettant de refroidir l’eau avant son rejet.

Bernard Fontana indique que le groupe prévoit plus de 8 milliards d’euros d’investissements dans le nucléaire et l’hydroélectricité, auxquels devraient s’ajouter 450 millions d’euros dès l’année prochaine pour des adaptations liées notamment à ces enjeux.

Nucléaire, hydraulique et renouvelables : des rôles complémentaires

Interrogé enfin sur les critiques visant le coût des énergies renouvelables et sur l’éventualité d’un ralentissement de leur développement, Bernard Fontana a rappelé la hiérarchie stratégique d’EDF.

Le groupe s’appuie d’abord sur ses deux grands atouts historiques : le nucléaire et l’hydroélectricité.

EDF prévoit notamment six nouveaux réacteurs nucléaires, avec une option pouvant porter le programme à huit unités supplémentaires. Le groupe entend également investir dans ses barrages afin d’augmenter leur puissance et d’améliorer la gestion de la ressource en eau.

Mais Bernard Fontana ne remet pas en cause les autres renouvelables.

Il les considère comme complémentaires du nucléaire et de l’hydraulique et affirme qu’EDF continuera à développer ces technologies, avec des cycles d’investissement plus courts et en sélectionnant soigneusement les projets et leur implantation.

Sa ligne apparaît ainsi clairement : renforcer simultanément les moyens pilotables historiques d’EDF et les nouvelles capacités renouvelables afin d’accompagner une consommation électrique appelée à repartir à la hausse.

    

Il y a quelques jours, Mehdi Boudal, le Directeur France, Middle East, Afrique, de DMEGC Solar a participé à l’émission Grand Angle sur BFM Business.fr animée par Christophe Pallée. Cette intervention a permis d’explorer en profondeur la vision de DMEGC sur le photovoltaïque, l’énergie solaire, la transition énergétique, et bien plus encore.

Des sujets tels que l’autoconsommation, le stockage, le pilotage des systèmes solaires, ainsi que l’engagement du groupe chinois dans la réduction du bilan carbone et la souveraineté industrielle ont été abordés. Chaque projet mené et chaque innovation développée témoignent de l’engagement et de l’expertise que DMEGC porte au quotidien au plus des territoires. « Le plus Français des fabricants chinois… » aime à dire Mehdi Boudal.

    

Les élections de mi-mandat du 3 novembre ont modifié le paysage politique américain, notamment en ce qui concerne les États-Unis. Les démocrates ont repris le contrôle du Congrès, ouvrant une nouvelle période de cohabitation avec Donald Trump. Pour l’énergie, la réaction des marchés a été immédiate : les valeurs du solaire, de l’éolien et du stockage ont progressé, tandis que plusieurs entreprises liées aux data centers ont reculé.

La hausse de First Solar, Sunrun, Enphase ou NextEra Energy traduit surtout une diminution du risque réglementaire aux États-Unis. Avec un Congrès démocrate, de nouvelles réductions des soutiens fédéraux aux énergies propres deviennent plus difficiles à faire adopter. Les investisseurs y voient donc un environnement plus stable pour les projets renouvelables et les industriels de la filière.

Le scrutin ne signifie pas pour autant un retour à la politique énergétique de l’administration Biden aux États-Unis. Donald Trump reste président et conserve des leviers importants : réglementation fédérale, permis, politique commerciale ou droits de douane. Mais le nouveau rapport de force limite sa capacité à faire voter de nouvelles mesures défavorables au solaire, à l’éolien ou au stockage.

Les data centers au cœur du débat

L’autre conséquence importante concerne les data centers et l’intelligence artificielle. Les démocrates doivent désormais composer avec un double impératif : maintenir le leadership américain dans l’IA tout en répondant aux inquiétudes liées à la consommation électrique et à l’utilisation de l’eau par les grands centres de données.

Le contraste boursier est significatif. Alors que les valeurs renouvelables progressaient, plusieurs sociétés spécialisées dans les infrastructures de data centers reculaient fortement. Les marchés anticipent davantage de contrôle sur le développement de ces installations et leur impact sur les réseaux électriques.

Aux États-Unis, la multiplication des projets suscite des débats locaux sur les besoins de raccordement, le coût des infrastructures et le risque de hausse des factures. Les élus démocrates pourraient ainsi pousser les opérateurs à mieux prendre en compte l’impact énergétique de leurs installations.

Il ne s’agit toutefois pas d’un coup d’arrêt à l’intelligence artificielle. Les grandes entreprises technologiques poursuivent leurs investissements et les besoins en puissance de calcul restent considérables. Mais leur développement pourrait être davantage conditionné à la disponibilité d’une électricité compétitive et bas-carbone.

Un contexte plus favorable aux EnR

Cette évolution pourrait renforcer le rôle des renouvelables. Les data centers ont besoin d’importantes quantités d’électricité. Pour sécuriser leur approvisionnement et limiter leur empreinte carbone, les opérateurs peuvent multiplier les PPA avec des producteurs solaires et éoliens, tout en développant le stockage.

Le résultat des élections réduit également le risque d’un nouvel affaiblissement des dispositifs fiscaux favorables aux renouvelables. Cette meilleure visibilité est essentielle pour des projets dont le développement et le financement s’inscrivent sur plusieurs années.

Le stockage pourrait être l’un des principaux bénéficiaires. Face à une consommation électrique des data centers de plus en plus importante et régulière, les batteries permettent de déplacer la production solaire ou éolienne dans le temps et d’offrir davantage de flexibilité au réseau.

Le scrutin du 3 novembre ne modifie donc pas immédiatement la politique énergétique américaine, mais il change les anticipations. Le Congrès devrait désormais freiner de nouvelles réductions des soutiens aux énergies propres, tandis que la croissance des besoins électriques liés à l’IA continue de créer un marché considérable.

Pour le solaire, l’éolien et le stockage, le nouveau paysage politique américain pourrait ainsi conjuguer deux éléments favorables : une meilleure visibilité réglementaire et une demande d’électricité appelée à progresser fortement.

    

Une entreprise du Grand Est innove avec des robots écologiques « zéro eau et récupération des polluants ». La société M-I-G, spécialisée en maintenance d’immobilier industriel, développe en effet une nouvelle filiale « Solar-Performance-Robotic ». Sa spécialité : le nettoyage robotisé de panneaux solaires avec entre autres une technologie écologique innovante sans d’eau, récupérant les polluants et capable d’intervenir sur des pentes jusqu’à 45°. Présentation !

Pour contrer les pertes de rendement des parcs et ombrières de parkings photovoltaïques dues à la saleté pouvant atteindre 15 % (source edf-solutions-solaires.com) et le danger des « Hots Spots », points chauds résultant de taches dues aux fientes d’oiseaux, feuilles et autres qui entraînent surchauffes et dommages irréversibles, la société propose des solutions innovantes à la fois performantes et écologiques pour les installations photovoltaïques et le nettoyage des panneaux photovoltaïques.

Solar-Performance-Robotic utilise et « commercialise aux professionnels » deux types de robots.Parmi les deux solutions proposées, le X3-Gecko sort du lot avec sa technologie nettoyage à sec. Il s’agit d’un robot autonome de seulement 6 kg, conçu pour le nettoyage à sec des toitures à forte inclinaison jusqu’à 45° avec aspiration et récupération des polluants et contaminants. L’innovation majeure repose sur l’absence totale d’eau soit une économie estimée à 3 000 litres pour 500 m² nettoyés. Zéro rejet polluant. Zéro risque humain, les robots étant totalement autonomes. Déployés en escadrilles de 10 unités, ils couvrent 300 m² par heure.

Ces innovations contribuent à maintenir l’efficacité des systèmes photovoltaïques et à prolonger leur durée de vie.

Plus conventionnel, le M20-Castor assure un nettoyage humide. Cependant, il affiche quelques spécificités notamment en matière de sobriété. Contrairement aux autres robots lourds et utilisant de fortes quantités d’eau osmosée, il ne pèse que 12 kg et utilise de l’eau « non osmosée ». L’osmose est un non-sens écologique 4 litres d’eau rejetés pour 1 litre utilisé. Le M20-Castor utilise 4 fois moins d’eau. Équipé d’un système de raclettes silicone, il nettoie sans laisser de traces, aspire les boues de lavage avec les polluants et contaminants, et couvre 1000 m² par heure.

À propos de M-I-G et Solar-Performance-Robotic

Grâce à ses technologies exclusives, la société M-I-G et sa Filiale Solar-Performance-Robotic, répond aux chartes RSE les plus strictes, sans eau ou avec peu d’eau et sans rejet de polluants ou contaminants. Rentabilité prouvée : avec des tarifs situés entre 0,65 et 1,10 € HT/m², le retour sur investissement est rapide pour les exploitants et garantie la longévité des installations.

Sécurité renforcée : pas d’intervention humaine en hauteur, pas de flaques ni de glissades sur les parkings, pas d’eau polluée dans les réseaux d’eaux pluviales

Préservation des panneaux : légèreté et brosses souples évitant les microfissures et préservant les garanties constructeurs.

    

ABB lance l’HiPerGuard 34,5 kV, une nouvelle version de son système d’alimentation sans interruption (ASI) haute tension permettant aux datacenters dédiés à l’IA de se connecter directement au réseau sans conversion de tension, ce qui améliore le rendement et simplifie la distribution électrique. Cette innovation permet une intégration flexible du stockage par batterie, du gaz et des énergies renouvelables, avec un soutien du réseau et des capacités d’écrêtement des pointes de consommation. Décryptage !

La demande mondiale en centres de données devrait passer de 80 GW en 2024 à environ 220 GW en 2030. Les serveurs haute densité devraient représenter près de 70 % de cette croissance. Dans ce contexte, ABB collabore avec les leaders de l’IA et les opérateurs de centres de données pour concevoir une nouvelle génération d’infrastructures d’alimentation électrique, grâce à des systèmes performants conçus pour offrir flexibilité, fiabilité, efficacité et performances évolutives.

« Besoin fondamental des infrastructures IA : davantage de flexibilité sans ajouter de complexité »

« Grâce à la technologie ABB, les datacenters dédiés à l’IA peuvent désormais se connecter directement au réseau électrique à 34,5 kV, réduisant ainsi les pertes d’énergie liées à la conversion et la complexité des infrastructures. Nos échanges avec les acteurs qui développent les infrastructures d’IA ont mis en évidence un besoin fondamental : davantage de flexibilité sans ajouter de complexité. La dernière version de HiPerGuard répond à ces deux exigences, permettant aux installations de monter en puissance avec l’efficacité énergétique et la flexibilité indispensables au développement du calcul IA » explique Sébastien Surply, Responsable de l’alimentation critique au sein de la division Smart Power d’ABB.

Les centres de données pourront exploiter leur installation compatible avec les micro-réseaux de l’HiPerGuard 34,5 kV pour combiner production d’énergie et stockage d’énergie par batteries. Ce système prend en charge diverses sources d’énergie (turbines à gaz, énergies renouvelables et raccordement au réseau) offrant aux opérateurs la flexibilité nécessaire pour optimiser la résilience et l’efficacité. De plus, la technologie Power Exchanger d’ABB permet la gestion des batteries et le soutien au réseau, offrant ainsi aux opérateurs de centres de données la possibilité d’effectuer des opérations d’écrêtement des pointes de consommation et de régulation de fréquence.

Les micro-réseaux de l’HiPerGuard simplifie l’intégration des BESS et des énergies renouvelables

Avec un rendement de 98 %, le raccordement direct 34,5 kV de l’HiPerGuard réduit les pertes dues à la conversion de tension, estimées à environ 880 000 dollars par an pour chaque pourcentage de gain d’efficacité dans un centre de données d’IA de 100 MW. Son architecture simplifiée réduit également considérablement les besoins en cuivre. De plus, grâce à une emprise au sol réduite de 20 à 25 % et à un nombre inférieur d’équipements et de câbles, les opérateurs bénéficient d’un gain d’espace et d’importantes économies d’infrastructure. L’architecture compatible avec les micro-réseaux de l’HiPerGuard simplifie l’intégration des systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) et des énergies renouvelables dans les centres de données.

La mise en parallèle du système permet une évolutivité progressive grâce à des configurations parallèles jusqu’à 25 MW, permettant ainsi aux opérateurs de monter en puissance sans refonte complète de leur infrastructure. Face à l’intensification de puissance de calculs liées à l’IA et à l’évolution des besoins en énergie, la conception modulaire du convertisseur du système facilite l’adaptation et l’intégration rapides des nouvelles technologies.  HiPerGuard a été reconnu par UL Solutions comme le premier produit de sa catégorie à obtenir la certification UL 9540, la norme la plus exigeante du secteur en matière de stockage d’énergie. La gamme HiPerGuard est certifiée IEC et UL (UL 1741 et UL 9540) et prend en charge des niveaux de tension de 4,16 kV à 34,5 kV.