Qair et l’AREC Occitanie ont inauguré le 12 novembre à Port-La Nouvelle l’unité Hyd’Occ, présentée comme la plus grande installation de production d’hydrogène renouvelable actuellement en service en France. Avec 20 MW d’électrolyse dans une première phase et une production visée de 2 700 tonnes par an, le projet constitue le cœur d’un écosystème régional destiné notamment à la mobilité lourde.

Créée en 2020 par Qair et l’AREC Occitanie, la société Hyd’Occ avait lancé la construction de son unité de production en juin 2023. Les premières molécules d’hydrogène renouvelable ont été produites en décembre 2025 et le site finalise désormais ses derniers réglages ainsi que l’obtention de la certification européenne RFNBO, qui doit garantir l’origine renouvelable de l’hydrogène produit.

La première tranche développe une puissance d’électrolyse de 20 MW, pour une capacité annuelle annoncée de 2 700 tonnes d’hydrogène renouvelable. Selon Qair, cette production permettra d’éviter environ 27 000 tonnes de CO₂ par an.

Une deuxième phase doit porter la puissance installée à 40 MW et doubler la capacité de production, à 5 400 tonnes par an.

130 millions d’euros d’investissement à terme

L’investissement total prévu pour Hyd’Occ s’élève à 130 millions d’euros, phase 2 comprise. La première phase représente à elle seule 100 millions d’euros, dont 75 millions pour l’unité de production, 10 millions pour les stations de Béziers et Narbonne, 5 millions pour les bus à hydrogène de Béziers et 10 millions pour le développement et les études.

Le financement associe fonds propres, concours bancaires, aides régionales, européennes et nationales. Le Crédit Agricole et Bpifrance participent notamment au financement bancaire du projet.

L’ADEME a également apporté un soutien à la construction de l’usine de Port-La Nouvelle et à la station de Béziers.

De la production aux usages

L’originalité du projet réside dans la volonté de structurer simultanément la production, la distribution et les usages.

Hyd’Occ alimente en priorité la mobilité lourde et intensive : poids lourds, bus, autocars, véhicules utilitaires ou bennes à ordures ménagères. Deux stations hydrogène ont déjà été inaugurées au printemps 2026 à Béziers et Narbonne.

Chacune dispose d’une capacité de distribution allant jusqu’à 600 kg d’hydrogène par jour.

À Béziers, la station est notamment destinée aux 13 bus à hydrogène de l’Agglomération Béziers Méditerranée. Celle de Narbonne, située à proximité des autoroutes A9 et A61, peut ravitailler un poids lourd en une vingtaine de minutes.

Les deux stations s’inscrivent dans le programme Corridor H2 Occitanie, destiné à accompagner le développement d’un axe hydrogène reliant la péninsule Ibérique au nord de l’Europe.

Des essais réalisés au printemps avec Hyliko et la Région Occitanie ont permis à plusieurs transporteurs de tester un poids lourd de 44 tonnes fonctionnant à l’hydrogène sur plusieurs grands axes régionaux.

Des usages également maritimes

L’hydrogène produit à Port-La Nouvelle doit également alimenter HydrOMer, la drague exploitée par la Région Occitanie pour l’entretien des ports régionaux.

Équipée d’une pile à combustible de 200 kW, elle doit fonctionner en partie avec de l’hydrogène renouvelable transporté depuis Hyd’Occ dans des conteneurs dédiés. L’usage de ce carburant doit permettre d’éviter environ 700 tonnes de CO₂ par an et de supprimer les émissions locales lorsque le navire est à quai.

Avec cette unité, l’Occitanie dispose désormais d’une chaîne allant de la production d’hydrogène renouvelable jusqu’à plusieurs premiers usages dans le transport routier et maritime.

Le projet intervient toutefois dans un contexte où le développement de l’hydrogène renouvelable reste confronté à plusieurs défis : coûts de production élevés, déploiement encore limité des véhicules, développement progressif des stations et nécessité de sécuriser suffisamment d’usages pour assurer le fonctionnement économique des installations.

Hyd’Occ constitue à ce titre un test grandeur nature de la capacité à faire émerger un écosystème régional complet autour de l’hydrogène renouvelable.

    

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

    

Singulus Technologies annonce un contrat d’approvisionnement majeur avec SpaceX pour des équipements avancés de fabrication de cellules solaires HJT.

Singulus Technologies, spécialiste mondial dans le développement d’équipements de production de cellules solaires, vient de signer un contrat de fourniture avec SpaceX pour une ligne de production clé en main destinée à la fabrication de cellules solaires à hétérojonction. Ce contrat de fourniture fait partie d’un partenariat stratégique avec SpaceX dans le cadre duquel Singulus prévoit de livrer plusieurs lignes supplémentaires.

« Notre approche unique de plateforme, qui combine chimie humide, revêtement sous vide et traitement thermique, constitue un élément de différenciation majeur sur le marché. Le partenariat stratégique avec SpaceX nous permet d’industrialiser davantage ces capacités à grande échelle et de consolider notre position en tant que principal fournisseur occidental de technologies de cellules solaires de nouvelle génération » souligne Lars Lieberwirth, membre du conseil exécutif de Singulus.

La production s’étendra pour supporter plus de 100 GW d’équipements de production

Dans le cadre de ce partenariat, Singulus développera des cellules solaires haute performance et des équipements de production basés sur des technologies éprouvées déployées à grande échelle. La première chaîne de production sera livrée au premier semestre 2027, et la production s’étendra pour supporter plus de 100 GW d’équipements de production alors que SpaceX accélère la fabrication de satellites à Bastrop, Texas.

Mike Nicolls, vice-président senior de Starlink chez SpaceX, a commenté : « S’associer à Singulus nous offre une voie de fabrication haute performance pour les cellules solaires de nos satellites Starmind dans notre usine de production au Texas. La combinaison de leur expertise en procédés et de notre engagement à long terme crée une option durable pour étendre la production solaire. » Singulus a conclu un partenariat stratégique avec SpaceX en mars 2026. SpaceX a apporté un financement important à Singulus en mars 2026 puis en octobre 2026 dans le cadre du prêt garanti subordonné récemment annoncé.

    

La 9e période de l’appel d’offres PPE2 pour les centrales photovoltaïques au sol a abouti à un prix de référence de 61,3 €/MWh, nettement inférieur aux 79 €/MWh observés lors des trois périodes précédentes. Pour Aurora Energy Research, cette baisse traduit à la fois la forte compétitivité des projets et l’effet d’une participation massive, dans un contexte où les développeurs manquent encore de visibilité sur les prochains appels d’offres.

Le dernier appel d’offres photovoltaïque au sol de la PPE2 a été largement sursouscrit. Pour un volume appelé de 900 MW, 5,3 GW de candidatures ont été déposés. Au total, 931 MW ont finalement été attribués à 125 projets lauréats. Cette forte concurrence a contribué à faire chuter le prix de référence à 61,3 €/MWh, contre 79 €/MWh lors des trois périodes précédentes. Aurora Energy Research y voit le signe d’un secteur toujours très actif et d’une amélioration de la compétitivité des projets solaires au sol en France.

Selon le cabinet, cette baisse reste compatible avec un niveau minimal de rentabilité pour les actifs concernés. Mais elle intervient dans un contexte particulier : faute de visibilité suffisante sur les prochaines échéances, de nombreux développeurs ont cherché à sécuriser leurs projets sur cette période d’appel d’offres, accentuant la pression concurrentielle.

5,3 GW de candidatures pour 900 MW appelés

La sursouscription, proche de six fois le volume recherché, illustre l’importance du portefeuille de projets prêts à concourir. Elle montre également le décalage entre le dynamisme de la filière et le manque de visibilité qui pèse encore sur son développement à moyen terme. Bercy avait annoncé début avril 2026 un calendrier d’appels d’offres pour l’année en cours, à la suite de la publication de la troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie. Mais aucune échéance n’est encore fixée au-delà de 2026.

Ce manque de visibilité est régulièrement dénoncé par les professionnels des renouvelables comme un frein aux décisions d’investissement et à la planification des projets. Le dispositif PPE2 pour les centrales photovoltaïques au sol devait initialement permettre l’attribution d’environ 9 GW sur dix périodes, entre décembre 2021 et début 2026. À ce stade, seulement 7,3 GW ont été attribués.

Une PPE3 encore fragile

La PPE3, attendue depuis plusieurs années, n’a été publiée que le 13 février 2026 après une longue période de blocages politiques. Sa publication n’a toutefois pas totalement levé les incertitudes. Plusieurs recours ont été déposés devant le Conseil d’État, une clause de revoyure est prévue dès 2027 et la mission gouvernementale Lévy-Tuot poursuit ses travaux sur une évolution des mécanismes de soutien à l’éolien et au solaire.

Pour les acteurs de la filière, cette succession d’incertitudes pourrait peser sur la continuité des investissements et sur l’activité industrielle si aucun calendrier pluriannuel suffisamment lisible n’est rapidement établi. Jonathan Hoare, Research Product Manager chez Aurora Energy Research, estime que la forte participation au dernier appel d’offres constitue un signal clair de l’intérêt des investisseurs pour le solaire français.

Il souligne toutefois que cette dynamique ne doit pas masquer l’incertitude entourant les prochaines procédures. Selon lui, l’absence de visibilité sur le développement futur des renouvelables pourrait avoir des conséquences importantes sur les investissements et l’activité de la filière à moyen terme. Le résultat de cette neuvième période résume ainsi le paradoxe actuel du photovoltaïque français : une filière très compétitive, capable de proposer des prix sensiblement plus bas, mais qui reste confrontée à une forte incertitude sur le rythme et les conditions de son développement futur.

    

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.

    

Valentin Software vient de publier PV*SOL premium 2027. Cette nouvelle version du logiciel de conception et de simulation photovoltaïque met l’accent sur trois évolutions : la prise en compte des tarifs dynamiques de l’électricité, de nouvelles stratégies de pilotage des batteries et une capacité accrue pour la conception 3D des grandes installations.

Avec PV*SOL premium 2027, les concepteurs peuvent désormais intégrer des tarifs d’électricité variant dans le temps. Le logiciel accepte des séries de prix définies sur une année complète, avec des pas horaires, de 30 minutes ou de 15 minutes. L’utilisateur peut également ajouter différents éléments tarifaires, comme les coûts de réseau ou les frais du fournisseur.

Cette évolution permet de mesurer plus précisément l’impact des fluctuations du prix de l’électricité sur la rentabilité d’une installation photovoltaïque et, surtout, sur l’intérêt économique d’un système de stockage.

Pour les installations commerciales et industrielles, PV*SOL premium 2027 permet également de modéliser les tarifs comprenant une composante liée à la puissance appelée. Le logiciel peut ainsi évaluer l’effet du photovoltaïque et des batteries non seulement sur les soutirages d’électricité du réseau, mais aussi sur les pointes de puissance.

Le stockage davantage piloté par les prix

Valentin Software a parallèlement enrichi les fonctions de gestion énergétique des batteries.

Outre les programmations classiques de charge et de décharge, quatre nouvelles possibilités sont proposées : charge différée ou favorable au réseau, écrêtement des pointes de puissance, maintien d’une réserve pour l’alimentation de secours et pilotage de la batterie en fonction des tarifs dynamiques de l’électricité.

L’objectif est de permettre aux bureaux d’études et installateurs de comparer dès la phase de conception plusieurs stratégies de fonctionnement d’une batterie et d’en mesurer les conséquences sur les achats au réseau, les appels de puissance et la rentabilité globale du projet.

Cette évolution reflète le changement de rôle du stockage. La batterie n’est plus seulement utilisée pour augmenter le taux d’autoconsommation. Elle devient également un outil permettant de déplacer les consommations et les injections en fonction du prix de l’électricité et des contraintes du réseau.

Jusqu’à 15 000 modules en conception 3D

La version 2027 apporte également des améliorations à l’environnement de conception 3D.

PV*SOL premium dispose désormais de davantage de mémoire système pour les projets 3D, afin d’améliorer la stabilité du logiciel lorsqu’il s’agit de modéliser des installations comportant un grand nombre de panneaux.

Le nombre maximum de modules pouvant être intégrés dans une simulation passe ainsi de 10 000 à 15 000 modules pour les systèmes parallèles à la toiture, et de 7 500 à 10 000 modules pour les installations inclinées.

Cette augmentation ouvre davantage le logiciel aux grandes installations tertiaires et industrielles, tout en conservant les fonctions de simulation d’ombrage qui constituent l’une des caractéristiques historiques de PV*SOL.

La définition des consommations a également été simplifiée. Les profils de charge et les équipements individuels peuvent désormais être enregistrés comme favoris afin d’être réutilisés rapidement dans différents projets.

Développé par l’éditeur allemand Valentin Software, PV*SOL premium est destiné aux bureaux d’études, concepteurs et installateurs photovoltaïques. Le logiciel permet de simuler aussi bien des installations résidentielles que des projets sur bâtiments commerciaux, avec autoconsommation, injection réseau, batteries, véhicules électriques ou pompes à chaleur.

Avec cette version 2027, Valentin Software adapte ainsi son outil à un marché photovoltaïque où la conception ne repose plus seulement sur la production annuelle d’une installation. Prix horaires de l’électricité, stockage, puissance appelée et pilotage énergétique deviennent progressivement des paramètres aussi importants que le dimensionnement des panneaux eux-mêmes.

    

DMEGC Solar a récemment lancé une nouvelle série de modules photovoltaïques à châssis en acier. Ces nouveaux produits représentent un changement d’ingénierie significatif par rapport aux cadres traditionnels en aluminium, offrant une durabilité accrue et une conception révolutionnaire de sections qui maximise la capture d’énergie à l’arrière.

Le passage à l’acier de DMEG Solar est motivé par une combinaison d’avantages techniques et environnementaux. Selon la documentation technique de l’entreprise, la qualité d’acier utilisée offre une résistance à la traction bien supérieure, presque le double de celle des alliages d’aluminium standards. Cela permet aux modules de supporter des charges mécaniques extrêmes — avec une charge de neige allant jusqu’à 6000Pa et une charge de vent jusqu’à 5000Pa lorsqu’ils sont correctement montés.

Réduction du risque de micro-fissures par rapport aux modules à cadre en aluminium

L’une des améliorations de fiabilité les plus critiques provient du coefficient d’expansion thermique (CTE) du matériau. L’acier a un CTE de 12 (10⁻⁶ m/k), ce qui est bien plus proche du verre (6,9) que de l’aluminium (23). Cette compatibilité suggère que les modules à cadre en acier subissent beaucoup moins de stress environnemental sur leur durée de vie, réduisant ainsi le risque de micro-fissures par rapport aux modules à cadre en aluminium.

Le point fort du lancement est la nouvelle conception en section transversale du cadre en acier. Contrairement aux cadres traditionnels qui projettent des ombres sur la face arrière du module, la section transversale innovante en forme de « S » de DMEGC réduit l’ombrage vertical à l’arrière du module de 76 %. Ce design augmente la surface arrière non ombragée de 3,6 % et augmente théoriquement le facteur bifacialité d’environ 2,8 %.

Un gain supplémentaire de 0,6 % en revenus de production d’énergie

Combiné aux nouvelles technologies cellulaires et au revêtement anti réfléchissant (ARC) sur le verre arrière, DMEGC indique que leurs modules peuvent atteindre un facteur bifacialité allant jusqu’à 85 %. Selon les simulations de rendement de DMEGC, ce facteur de bifacialité de 85 % correspond à une production annuelle d’électricité de 2 078 kWh/kWp/an.

Cela représente un gain supplémentaire de 0,6 % en revenus de production d’énergie par rapport aux modules conventionnels, offrant aux développeurs de projets un gain concret de leurs résultats financiers. Pour répondre aux préoccupations liées à la corrosion de l’acier, le DMEGC utilise un acier revêtu de Zn-Al-Mg (ZAM). Ce revêtement spécifique offre une résistance exceptionnelle à la dégradation environnementale. Les modules ont passé des tests indépendants rigoureux pour la résistance à la brume salée et à l’ammoniac.

    

Abondant, largement réparti dans le monde et hautement recyclable, l’aluminium attire de plus en plus l’attention des chercheurs comme matériau pour les batteries de nouvelle génération. Sa capacité théorique à échanger trois électrons par ion lui confère des caractéristiques intéressantes, même si plusieurs verrous techniques restent à lever avant une éventuelle industrialisation. 

La domination des batteries lithium-ion repose sur des performances désormais bien établies, mais elle s’accompagne aussi d’une forte dépendance à certaines chaînes d’approvisionnement et à des matières premières concentrées dans un nombre limité de pays. Cette situation pousse la recherche à explorer d’autres chimies capables de compléter le lithium pour certains usages.

Après les batteries sodium-ion, déjà engagées dans une phase de commercialisation, les systèmes dits multivalents suscitent un intérêt croissant. Parmi eux, l’aluminium présente une caractéristique importante : alors que le lithium ou le sodium échangent un électron par ion, l’aluminium peut théoriquement en échanger trois.

Cette propriété lui confère une capacité volumique théorique très élevée. L’aluminium métallique atteint environ 8 046 mAh/cm³, contre 2 061 mAh/cm³ pour le lithium métallique. Sa capacité massique est toutefois légèrement inférieure.

Un matériau abondant et recyclable

L’autre grand avantage de l’aluminium tient à sa disponibilité. Ses minerais sont présents dans de nombreuses régions du monde et sa filière de recyclage est déjà largement développée.

Dans une batterie aluminium-ion rechargeable, l’aluminium métallique constitue généralement l’anode. Lors de la décharge, il s’oxyde en ions Al³⁺ qui migrent vers la cathode, tandis que les électrons circulent dans le circuit extérieur. Le processus s’inverse lors de la recharge.

Sur le papier, le mécanisme est séduisant. Dans la pratique, il reste complexe.

La charge élevée des ions Al³⁺ provoque de fortes interactions avec les matériaux de cathode, ce qui peut accélérer leur dégradation et limiter la durée de vie de la batterie.

Les tensions de fonctionnement constituent une autre difficulté. Elles restent relativement faibles dans certaines configurations, ce qui limite la densité énergétique accessible.

Des systèmes utilisant notamment des ions AlCl₄⁻ avec des cathodes en graphite permettent d’atteindre des tensions proches de 2 volts et des puissances spécifiques pouvant aller jusqu’à 3 000 W/kg. Leur densité énergétique reste cependant limitée, autour de 40 Wh/kg, soit un niveau comparable à celui des batteries au plomb.

L’électrolyte reste un verrou

L’électrolyte constitue également un point critique. Les électrolytes aqueux sont plus simples à utiliser, mais peuvent provoquer une production d’hydrogène. Les électrolytes non aqueux permettent d’éviter ce phénomène, au prix d’un caractère souvent corrosif qui complique la conception des cellules et leur industrialisation.

Les batteries aluminium-ion restent donc aujourd’hui essentiellement au stade de la recherche et du développement.

Plusieurs initiatives montrent néanmoins un intérêt croissant. Au Royaume-Uni, le programme UltraStore de la Faraday Institution soutient les travaux sur les nouvelles chimies de stockage. Plusieurs entreprises explorent également différentes variantes de batteries à base d’aluminium, notamment avec du graphène.

La société britannique Eqonic évoque par exemple un objectif de coût pouvant descendre jusqu’à 50 livres par kWh à grande échelle, même si ce niveau reste encore à démontrer industriellement. En Australie, Graphene Manufacturing Group travaille sur une batterie aluminium-graphène.

Le stockage stationnaire comme premier marché

À court terme, le stockage stationnaire apparaît comme l’un des débouchés les plus naturels pour ces technologies. Ce marché tolère davantage les contraintes de masse et de volume que la mobilité.

Les batteries aluminium-ion ne semblent donc pas destinées à remplacer le lithium dans tous les usages. Elles pourraient plutôt trouver leur place dans un paysage du stockage de plus en plus diversifié, où plusieurs chimies coexisteront selon les besoins.

L’enjeu pourrait ainsi moins résider dans la recherche d’un substitut unique au lithium que dans la capacité à développer plusieurs solutions complémentaires, capables de sécuriser les approvisionnements et d’adapter le stockage aux différents usages.

    

Les autorités énergétiques turques et chinoises ont signé l’accord à Antalya, dans le sud de la Turquie, en marge de la COP31. Le protocole ouvre la voie à environ 15 milliards de dollars d’investissements chinois dans des projets d’énergies renouvelables en Turquie, selon Alparslan Bayraktar, ministre de l’Énergie et des Ressources naturelles de la Turquie.

L’accord porte sur 7 000 MW de nouvelles capacités de production d’électricité solaire et éolienne. Il prévoit aussi de nouveaux systèmes de stockage d’énergie et 4 000 MW de capacités de transport d’électricité, a indiqué AlparslanBayraktar sur le réseau social X.

Ankara vise 175 GW d’éolien et de solaire

Selon Bayraktar, cette coopération doit accroître les capacités renouvelables de la Turquie. « Elle permettra également un transfert de technologie, soutiendra la production d’équipements pour éoliennes en Turquie et apportera une contribution significative au développement de notre industrie nationale », a-t-il ajouté.

La stratégie énergétique turque de long terme fixe un objectif de 77 % d’énergies renouvelables dans la capacité de production électrique installée d’ici 2040. Pour l’atteindre, Ankara prévoit de porter ses capacités éoliennes et solaires de 45 GW actuellement à 175 GW.

    

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.

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