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

    

Le prix repère de vente du gaz augmentera de 5,8 % au 1er décembre en France. Une hausse que la Commission de régulation de l’énergie (CRE) attribue directement aux tensions sur les marchés internationaux, dans un pays qui importe 95 % du gaz qu’il consomme.

Le prix repère de vente de gaz atteindra ainsi 206,26 euros par MWh TTC en décembre, contre 194,90 euros en novembre. Ce prix, publié chaque mois par la CRE depuis la disparition des tarifs réglementés de vente de gaz en juillet 2023, sert de référence aux fournisseurs pour construire leurs offres et aux consommateurs pour comparer les contrats proposés.

Pour Emmanuelle Wargon, présidente de la CRE, l’explication est essentiellement internationale. La France dispose de très peu de production nationale et s’approvisionne notamment auprès de la Norvège, de l’Algérie, des États-Unis et des producteurs du Moyen-Orient. Elle est donc directement exposée aux mouvements du marché mondial.

La crise d’Ormuz pèse sur les prix

La tension actuelle trouve notamment son origine dans la crise du détroit d’Ormuz, passage stratégique pour les exportations d’hydrocarbures du Moyen-Orient. Les difficultés rencontrées dans cette zone ont réduit l’offre disponible, en particulier pour les exportations de gaz naturel liquéfié en provenance du Qatar.

Dans le même temps, le gaz américain est recherché aussi bien par les acheteurs européens que par les marchés asiatiques. Cette concurrence contribue à maintenir les prix à un niveau élevé.

« On subit un prix de marché international, on importe 95 % de notre gaz », résume Emmanuelle Wargon. La hausse observée en France traduit donc un mouvement qui dépasse largement le marché national.

Le retour éventuel à un tarif réglementé ne permettrait pas, selon la présidente de la CRE, de neutraliser cette hausse. Avant leur suppression, les anciens tarifs réglementés évoluaient eux aussi en fonction d’une formule largement indexée sur les prix de marché.

16 euros supplémentaires sur la facture de décembre

Pour un ménage disposant d’une offre indexée sur le prix repère, la CRE estime que l’augmentation de décembre représentera en moyenne environ 16 euros TTC supplémentaires sur la facture du mois.

Sur l’ensemble de l’année 2026, le régulateur prévoit une augmentation moyenne de la facture annuelle de gaz de 11,8 % par rapport à 2025, soit environ 143 euros TTC supplémentaires pour un consommateur moyen.

Cette progression annuelle reste toutefois très inférieure à l’augmentation du prix repère constatée depuis le début de l’année. La raison tient au calendrier : les premières hausses sont intervenues au printemps, période pendant laquelle la consommation de chauffage est faible. Leur effet sur la facture annuelle des ménages a donc été limité.

Environ 60 % des quelque 10 millions de ménages français utilisant le gaz disposent aujourd’hui d’une offre indexée. Ils sont directement concernés par les évolutions mensuelles du prix repère. Les 40 % de consommateurs disposant d’un contrat à prix fixe ne subiront pas immédiatement la hausse de décembre.

La CRE invite les particuliers à comparer les offres disponibles. Un contrat à prix fixe peut garantir une meilleure visibilité pendant douze mois ou deux ans, tandis qu’une offre indexée permettra de bénéficier plus rapidement d’une éventuelle détente des marchés. Les consommateurs particuliers peuvent par ailleurs changer de fournisseur sans indemnité de résiliation.

Pas d’inquiétude sur les volumes pour l’hiver

Malgré la hausse des prix, la CRE ne prévoit pas de difficulté particulière d’approvisionnement pour l’hiver 2026-2027.

Les fournisseurs et le régulateur considèrent que les volumes disponibles devraient permettre de couvrir les besoins. La principale incertitude concerne donc moins la disponibilité physique du gaz que son prix.

La situation illustre une nouvelle fois la forte exposition de la France aux marchés mondiaux des combustibles fossiles. Alors que l’électricité française est produite très majoritairement sur le territoire national, le gaz reste presque entièrement importé. Toute tension géopolitique affectant les grandes zones de production ou les routes d’approvisionnement peut ainsi se répercuter rapidement sur les factures françaises.

D’après AFP.com

    

Produire davantage d’énergie renouvelable au cœur de l’une des métropoles les plus denses d’Europe constitue un exercice particulier. Une bande dessinée réalisée par Tommy Dessine pour l’Agence Parisienne du Climat revient avec humour sur les possibilités offertes par le solaire à Paris, mais aussi sur les nombreux obstacles à lever.

Comment faire davantage de place au solaire dans une ville aussi dense et patrimoniale que Paris ? C’est la question posée par l’Agence Parisienne du Climat dans un compte-rendu illustré par Tommy Dessine, publié début novembre à partir d’un Café Climat organisé en juillet 2025.

La capitale dispose en théorie d’un important gisement : ses milliers de toitures. Elles peuvent accueillir aussi bien des panneaux photovoltaïques produisant de l’électricité que des capteurs solaires thermiques destinés à la production d’eau chaude.

Le document rappelle les différents modèles possibles pour le photovoltaïque : vente totale de l’électricité, autoconsommation individuelle ou autoconsommation collective. Cette dernière solution apparaît particulièrement adaptée au tissu urbain, en permettant de partager l’électricité produite entre logements, commerces, bureaux ou équipements publics situés à proximité.

Des coûts en forte baisse

La bande dessinée souligne également l’évolution économique du photovoltaïque. Le prix des panneaux solaires a fortement diminué en une dizaine d’années, tandis que leur durée de fonctionnement peut atteindre trente à quarante ans.

Les progrès technologiques permettent aussi de produire davantage d’électricité sur des surfaces réduites, un avantage important dans une ville où l’espace disponible est particulièrement contraint. Mais le potentiel technique ne suffit pas.

Zinc, patrimoine et copropriétés

Paris présente des contraintes spécifiques. Les nombreuses couvertures en zinc ne sont pas toujours adaptées aux techniques d’installation les plus courantes. Les bâtiments protégés et les secteurs patrimoniaux imposent également de prendre en compte les exigences architecturales.

L’état des toitures doit aussi être anticipé : devoir refaire une couverture quelques années après la pose de panneaux peut fortement dégrader l’économie du projet.

Autre frein, moins technique : la copropriété. Le document évoque même une forme d’« autocensure », certains copropriétaires écartant l’idée d’un projet photovoltaïque avant même d’en avoir étudié la faisabilité.

Pourtant, comme pour tout projet collectif, il suffit parfois qu’un copropriétaire porte le sujet pour qu’il soit inscrit à l’ordre du jour d’une assemblée générale.

Le patrimoine public et les citoyens mobilisés

La Métropole du Grand Paris a de son côté engagé un programme de solarisation de bâtiments publics. Une trentaine de toitures ont été sélectionnées, représentant une puissance cible de 5,6 MWc.

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La nomination d’un Directeur du Développement Groupe et la création d’un poste de Directeur Exécutif Corporate & Transformation renforcent la capacité de REDEN à déployer sa feuille de route stratégique.

REDEN, producteur indépendant d’électricité photovoltaïque et de solutions de stockage d’énergie, renforce son équipe dirigeante avec la nomination de Julien Calmette au poste de Directeur du Développement Groupe et membre du Comité Exécutif, ainsi qu’avec l’élargissement des responsabilités de Vincent Gaillard en tant que Directeur Exécutif Corporate & Transformation. Ces évolutions finalisent l’organisation de la direction du Groupe et renforcent sa capacité à mettre en œuvre ses ambitions stratégiques à l’échelle européenne.

Julien Calmette pilotera les activités de développement de REDEN

En tant que Directeur du Développement Groupe, Julien Calmette pilotera les activités de développement de REDEN sur l’ensemble de ses marchés et contribuera à la concrétisation d’un portefeuille croissant de projets photovoltaïques et de stockage d’énergie. Alliant vision entrepreneuriale et solide expérience en développement de projets, financement et infrastructures énergétiques, il rejoint REDEN après avoir cofondé et dirigé LANGA International. Auparavant, il a occupé plusieurs fonctions de direction au sein de Total Eren et de Société Générale.

« Je suis ravi de rejoindre REDEN à un moment clé de son histoire. Le Groupe associe une expérience reconnue, une expertise technique de premier plan et une vision de long terme de la transition énergétique. Je me réjouis de travailler avec les équipes dans l’ensemble de nos pays afin d’accompagner le développement du portefeuille solaire et de stockage de REDEN » assure Julien Calmette, Directeur du Développement Groupe.

Vincent Gaillard devient Directeur Exécutif Corporate & Transformation

Dans le même temps, le périmètre de Vincent Gaillard évolue afin de réunir sous une même responsabilité la Finance, les Systèmes d’Information, la Transformation Digitale, les Ressources Humaines, la Communication, la RSE et le QSE. Cette organisation élargie traduit la volonté de REDEN de renforcer l’alignement entre les fonctions stratégiques du Groupe, d’encourager une collaboration accrue entre les équipes et d’accompagner les transformations nécessaires à une croissance durable. 

« La transformation repose avant tout sur la capacité à exécuter. En rapprochant ces différentes fonctions, nous construisons une organisation plus connectée, plus agile et plus évolutive, au service de nos équipes, d’une prise de décision plus rapide et de la mise en œuvre de la stratégie de REDEN » témoigne Vincent Gaillard, Directeur Exécutif Corporate & Transformation.

« La cohérence et les expertises nécessaires pour accompagner notre prochaine phase de croissance »

Avec un Comité Exécutif désormais pleinement constitué et une équipe de direction renforcée, REDEN dispose de tous les atouts pour concrétiser ses ambitions et poursuivre la création de valeur à long terme grâce au déploiement de solutions photovoltaïques, de stockage d’énergie et d’agrivoltaïsme à travers l’Europe.

Et Frank Demaille, Président-Directeur Général de REDEN, de conclure : « Alors que REDEN poursuit son développement en Europe, notre capacité à agir comme une seule organisation, à prendre des décisions de manière efficace et à concrétiser nos ambitions devient plus essentielle que jamais. Avec un Comité Exécutif désormais pleinement constitué, le Groupe franchit une étape importante de son évolution. La nomination de Julien et l’élargissement des responsabilités de Vincent nous apportent le leadership, la cohérence et les expertises nécessaires pour accompagner notre prochaine phase de croissance. »

    

Entre maîtrise des coûts, optimisation de l’autoconsommation et pilotage des usages, les systèmes de stockage par batterie (BESS) prennent une place croissante dans les stratégies énergétiques des entreprises industrielles et commerciales, notamment grâce au Stockage C&I.

Longtemps centré sur la seule production d’électricité renouvelable, le marché photovoltaïque français évolue vers une gestion plus globale de l’énergie. Pour les entreprises commerciales et industrielles, l’enjeu n’est plus seulement de produire une partie de leur électricité avec le Stockage C&I, mais aussi de décider quand la consommer et comment la valoriser au mieux.

Le stockage par batterie apporte une réponse à plusieurs de ces problématiques. Il permet de conserver une partie de l’électricité photovoltaïque produite pendant les périodes de faible consommation pour la restituer lorsque les besoins augmentent. Cette logique améliore le taux d’autoconsommation, réduit les achats d’électricité sur le réseau et peut également contribuer à limiter les appels de puissance. Associé à des outils de pilotage, le Stockage C&I ouvre aussi la voie à des stratégies plus sophistiquées : recharge lorsque l’électricité est abondante ou peu chère, décharge lors des périodes de prix élevés et optimisation des consommations en fonction des besoins du site.

Des projets qui doivent être dimensionnés au cas par cas

Cette évolution était au centre de la première édition du Krannich Storage Summit, organisée le 13 octobre 2026 à Paris par Krannich Solar France. Fabricants, installateurs et professionnels de l’énergie y ont présenté différentes solutions et plusieurs retours d’expérience. Un constat s’est dégagé : la pertinence économique d’un système de stockage dépend avant tout du profil du site concerné.

Une usine présentant d’importants appels de puissance n’a pas les mêmes besoins qu’un bâtiment tertiaire consommant principalement pendant les heures de bureau. Le volume annuel d’électricité consommé ne suffit donc pas à dimensionner une batterie. Il faut également analyser la courbe de charge, la production photovoltaïque, les périodes de pointe et les objectifs recherchés.

200 kWh de stockage sur un site industriel alsacien

Le projet réalisé chez Braun Bois et Alu, à Bœsenbiesen dans le Bas-Rhin, illustre cette logique. L’entreprise, spécialisée dans la fabrication et la pose de menuiseries en bois, aluminium et PVC, exploite un atelier consommant plus de 262 000 kWh d’électricité par an. Son activité entraîne des variations importantes de consommation et des pics de puissance liés au fonctionnement des équipements de production.

Elsass Energie a conçu une installation combinant photovoltaïque et stockage à partir de matériels Solplanet. Le système comprend 252 panneaux photovoltaïques, trois onduleurs hybrides triphasés ASW 30 kW TH et dix batteries Ai-HB G2 Pro de 20 kWh, soit une capacité totale de stockage de 200 kWh.

Mise en service en octobre 2026, l’installation poursuit deux objectifs : augmenter la part de l’électricité solaire consommée directement sur le site et utiliser l’énergie stockée pendant les périodes de forte demande afin de réduire les pointes de consommation. Ce retour d’expérience montre également que la batterie ne peut être considérée indépendamment de l’installation photovoltaïque et du profil de consommation de l’entreprise.

Vers des systèmes énergétiques plus flexibles

Le marché C&I recouvre néanmoins des situations très différentes : bâtiments tertiaires, ateliers, exploitations agricoles ou grands sites industriels. Les puissances nécessaires et les capacités de stockage peuvent donc varier considérablement. Les fabricants développent en conséquence des architectures modulaires combinant onduleurs hybrides, batteries haute tension et systèmes de gestion de l’énergie.

Mais la rentabilité d’un BESS n’est pas automatique. Elle dépend du coût d’investissement, de la durée de vie des batteries, de la structure tarifaire de l’électricité, du profil de consommation et des services que le stockage permet de rendre. L’évolution est néanmoins significative. Après avoir permis aux entreprises de produire leur propre électricité, le photovoltaïque entre dans une nouvelle étape : celle du pilotage. Associé au stockage et aux systèmes de gestion énergétique, il devient progressivement un outil permettant d’arbitrer entre production, consommation, stockage et recours au réseau.

Pour les entreprises, la question n’est donc plus seulement de savoir combien d’électricité solaire elles peuvent produire, mais comment utiliser chaque kilowattheure au moment où il possède le plus de valeur.

    

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.

    

Formation en ligne « Comprendre et structurer un Contrat d’Achat Direct d’Électricité Renouvelable (CADER) » le jeudi 3 décembre 2026

Avec la diminution progressive des dispositifs de soutien historiques et le prix de l’électricité qui repart à la hausse, le CADER, ou Corporate PPA, s’impose aujourd’hui comme un outil indispensable à maîtriser. 

Pour un acheteur, le CADER offre la possibilité de sécuriser durablement tout ou partie de son approvisionnement en électricité renouvelable, tout en améliorant sa visibilité sur ses coûts énergétiques. Pour un producteur, il constitue un levier de sécurisation des revenus dans un environnement de marché de plus en plus volatil.

Maîtriser cet outil suppose de comprendre le cadre réglementaire applicable, les mécanismes contractuels, le rôle des différents intervenants ainsi que les paramètres qui déterminent le partage de la valeur et des risques entre les parties.

Pour cette formation, Tecsol a le plaisir de s’entourer du cabinet d’avocats LLC & Associés, de Bpifrance, ainsi que d’acteurs engagés dans la mise en œuvre de ces contrats. Le Groupe Mousquetaires ainsi qu’un producteur partageront leurs expériences.

Résolument tournée vers les choix stratégiques des acteurs du marché, cette formation mettra également en perspective la complémentarité entre CADER, autoconsommation, flexibilité et stockage.

Matin — 9h à 12h

1. Comprendre et structurer un CADER (3 heures)
2. Contexte énergétique et évolution du marché de l’électricité. Typologie des CADER : physique, virtuel, sleeved, multi-acheteurs
3. Les acteurs et leurs rôles (producteur, acheteur, fournisseur, agrégateur, financeur)
4. Structure contractuelle et clauses clés
5. Compatibilité avec les mécanismes de soutien
6. Fiscalité, tarif d’utilisation du réseau public de distribution d’électricité, cadre réglementaire
7. Principaux risques et partage de la valeur

Après-midi — 14h à 17h

Mettre en œuvre un CADER (3 heures)

1. Analyse économique d’un CADER. Qui paie quoi, qui gagne quoi ?
2. Financement et garanties (fonds de garantie de l’État, sûretés, garanties de performance)
3. Articulation avec autoconsommation, stockage et flexibilité (“PPA hybride”)
4. Mutualisation de la demande et achats groupés
5. Témoignages d’acteurs de marché, acheteur, producteur

Atelier ou étude de cas : construire une stratégie de valorisation de l’électricité​​
Objectifs professionnels : Comprendre le fonctionnement des CADER pour mise en œuvre opérationnelle
Prérequis : Aucun. Les inscrits sont invités à exprimer leurs besoins ou attentes s’ils le souhaitent 
Evaluation : par Quiz + Questionnaire de satisfaction en fin de formation
Support : Envoyé à l’issue de la formation, accompagné d’un document « Foire aux questions » reprenant les interrogations des stagiaires et les réponses des formateurs
Classe virtuelle : Salle zoom premium
Prix : 250 € HT / participant
Référent pédagogique : Sébastien Decottegnie, Ingénieur / Responsable formation
Contact administratif : Pour tout besoin spécifique ou renseignement complémentaire, merci de nous contacter à formation@tecsol.fr et 04 68 68 16 50.

Programme et inscription

    

GoodWe figure dans la liste Tier 1 des fabricants d’onduleurs de puissance de BloombergNEF (BNEF) pour le troisième trimestre 2026, marquant ainsi sa sixième inclusion trimestrielle consécutive depuis le deuxième trimestre 2025.

Cette présence continue reflète l’expérience de GoodWe dans la fourniture de solutions d’onduleurs pour des projets solaires éligibles financés par des établissements bancaires, ainsi que pour des projets hybrides et des systèmes de stockage sur batterie autonomes.

Un indicateur de bancabilité fondé sur les projets 

Mise à jour chaque trimestre, la liste Tier 1 de BNEF est largement utilisée par les établissements financiers, les entreprises EPC, les développeurs de projets et les investisseurs comme indicateur de bancabilité fondé sur les projets lors de l’évaluation des fabricants d’onduleurs pour les grands projets énergétiques.

Pour être éligible, un fabricant doit avoir fourni des onduleurs de sa propre marque et fabriqués par ses soins à au moins quatre projets différents au cours des deux années précédentes. Chaque projet éligible doit avoir obtenu un financement sans recours auprès d’une banque commerciale, tandis que l’ensemble des projets doit impliquer au moins deux banques commerciales différentes. Seuls les financements destinés à des projets solaires, à des systèmes de stockage sur batterie autonomes ou à des projets hybrides impliquant une capacité d’onduleurs d’au moins 5 MW sont pris en compte.

L’innovation produit au service des projets énergétiques à grande échelle 

GoodWe continue de renforcer ses capacités technologiques et d’ingénierie nécessaires à la réalisation de projets énergétiques toujours plus complexes. Pour les applications commerciales et industrielles (C&I) et les applications à grande échelle dans les domaines du solaire, du stockage d’énergie et des projets hybrides, ses solutions associent conversion d’énergie, interaction avec le réseau et gestion intelligente de l’énergie afin de répondre aux différentes exigences liées aux sites et aux réseaux. Cette approche globale au niveau du système favorise un déploiement fiable et un fonctionnement à long terme tout au long du cycle de vie du projet.

Des capacités au service de la réalisation de projets à l’échelle mondiale 

La réalisation des projets de GoodWe à l’échelle mondiale s’appuie sur des investissements continus dans la R&D, la fabrication et les capacités de service. L’entreprise a dépassé les 100 GW de capacité installée cumulée dans le monde et dispose d’une capacité annuelle de production d’onduleurs de 35 GW. Ses opérations mondiales comprennent cinq centres de R&D, plus de 1 000 professionnels de la R&D et 30 centres de vente et de service, permettant d’apporter un soutien rapide aux clients sur les principaux marchés. À l’avenir, GoodWe continuera de renforcer ces capacités et de créer de la valeur à long terme pour ses clients et ses partenaires sur un marché mondial de l’énergie en constante évolution.

    

Après le passage du cyclone Gezani en février 2026 à Tamatave, plusieurs centres de santé se sont retrouvés brutalement privés d’électricité. Une situation particulièrement critique pour les équipes médicales, confrontées à l’impossibilité d’utiliser normalement certains équipements et à des conditions de prise en charge fortement dégradées.

Face à cette urgence, Solaire Sans Frontières a mobilisé ses soutiens afin de rétablir rapidement une alimentation électrique fiable dans les structures les plus touchées.

Grâce aux dons recueillis, des systèmes solaires photovoltaïques ont pu être installés dans six centres de santé.

Quelques mois plus tard, le résultat est concret : les bâtiments ont retrouvé la lumière, les équipements médicaux fonctionnent à nouveau et les soignants peuvent poursuivre leur activité dans de meilleures conditions.

Au-delà de la simple fourniture d’électricité, ces installations permettent de sécuriser toute une chaîne de soins. Dans des établissements où l’alimentation électrique peut être fragile, disposer d’une production solaire locale renforce l’autonomie des équipes médicales et réduit leur vulnérabilité face aux coupures de réseau ou aux événements climatiques extrêmes.

Un appel lancé dès février sur Tecsol-Quotidien

Au lendemain du cyclone, Tecsol-Quotidien avait relayé l’appel de Solaire Sans Frontières afin de soutenir les besoins urgents de l’hôpital et des structures de santé de Tamatave.

L’objectif était alors simple : mobiliser rapidement des moyens permettant de rétablir l’électricité indispensable au fonctionnement des équipements médicaux et aux soins.

La réponse des donateurs a permis de transformer cet appel en réalisations concrètes sur le terrain.

Aujourd’hui, les six centres équipés disposent d’une solution solaire qui apporte une réponse immédiate à leurs besoins, tout en renforçant leur résilience pour l’avenir.

Pour Solaire Sans Frontières, ce projet illustre une nouvelle fois le rôle que peut jouer le photovoltaïque dans les situations d’urgence et dans les zones où l’accès à l’électricité reste fragile.

Il rappelle aussi qu’une installation solaire ne se résume pas à quelques panneaux sur un toit : dans un centre de santé, elle peut permettre de maintenir un appareil médical en fonctionnement, d’éclairer une salle de soins, de conserver des médicaments ou simplement de permettre aux équipes de poursuivre leur travail lorsque le réseau ne répond plus.

Solaire Sans Frontières remercie l’ensemble des donateurs et partenaires ayant contribué à cette opération.

Une vidéo réalisée sur place permet aujourd’hui de découvrir les témoignages des équipes médicales et de mesurer directement l’impact de ces installations sur leur quotidien.

À relire : Madagascar : l’énergie solaire pour sauver l’hôpital de Tamatave

    

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

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

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

Du marché solaire au dimensionnement des installations

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

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

Une place importante accordée à l’autoconsommation

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

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

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

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

Exploitation, logiciels et étude de cas

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

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

Le stockage par batteries intégré au parcours

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

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

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

Un accompagnement pendant un an

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

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

Informations pratiques

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

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

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

Pour s’inscrire