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TotalEnergies inaugure son plus grand champ solaire en Europe, et c’est en Espagne

TotalEnergies inaugure 263 MW de projets solaires en Espagne près de Séville. Ce champ solaire est le plus grand de TotalEnergies en Europe. Il produit de l’électricité renouvelable pour plus de 150 000 foyers espagnols.

TotalEnergies inaugure son plus grand champ de centrales solaires en Europe, près de Séville en Espagne. Il est composé de cinq projets d’une capacité installée totale de 263 MW. Ce champ de centrales solaires produira 515 GWh par an d’électricité renouvelable, soit l’équivalent de la consommation de plus de 150 000 foyers espagnols. Ils éviteront l’émission de 245 000 tonnes de CO2 par an. La majorité de l’électricité produite sera vendue par le biais de contrats d’achat d’électricité à long terme (PPAs) et le restant sera vendu sur le marché de gros.

« Avec nos 1 700 employés en Espagne, nous construisons un portefeuille compétitif d’activités intégrées dans l’électricité qui combine les énergies renouvelables et les centrales électriques à gaz flexibles pour fournir une énergie bas carbone disponible 24h/24 à nos clients. Nous sommes fiers d’être le 4ème fournisseur d’électricité, de gaz et de services associés en Espagne, où nous avons plus de 2 millions de clients particuliers et professionnels » a précisé Olivier Jouny, directeur Renouvelables chez TotalEnergies.

Déclaré d’intérêt stratégique par la Junta de Andalucía, l’installation des 400 000 panneaux solaires bifaciaux avec trackers a apporté un soutien significatif à l’économie locale, impliquant 14 entreprises dont plus de la moitié sont sévillanes et générant 800 emplois directs et indirects. « Nous remercions vivement les autorités espagnoles au niveau régional et national pour leur soutien à ce projet solaire qui contribue à l’ambition de l’Espagne d’atteindre 80 % d’énergies renouvelables dans son mix d’ici 2030 », a conclu Olivier Jouny.

Le centre interdisciplinaire Energy4Climate déploie une nouvelle technologie pour tester un mix énergétique inédit et durable

L’École polytechnique lance les travaux de son démonstrateur Smart-Grid Thermique & Électrique dans le cadre du Centre interdisciplinaire Energy4Climate (E4C). Ce projet vise à étudier la gestion du stockage intersaisonnier de l’énergie thermique. Il combine énergie solaire photovoltaïque et géothermie pour optimiser la consommation d’énergie de quatre bâtiments résidentiels situés sur le campus de l’X. Détails !

L’objectif de ce démonstrateur est de mettre en place un système de production de chaleur par géothermie, et de le renforcer avec une production électrique et thermique par le biais de panneaux solaires photovoltaïques.

Un démonstrateur scientifique novateur pour une meilleure gestion de l’énergie

Ce système fonctionnera sur deux temporalités différentes : une à court terme avec la consommation immédiate et une à long terme avec l’intersaisonnalité. L’objectif scientifique est d’optimiser le pilotage de l’énergie solaire produite entre ces deux temporalités. Grâce à un système intelligent de gestion de l’énergie, il déterminera quand stocker la chaleur et quand l’utiliser pour maximiser l’efficacité énergétique. Ce démonstrateur répond à un enjeu majeur : comment stocker l’énergie bas carbone produite en été pour une utilisation en hiver, lorsque la demande est plus forte et que l’approvisionnement en énergie décarbonée est plus complexe. Contrairement aux batteries conventionnelles, qui perdent rapidement leur charge, ce système explore des solutions durables et performantes.

Une nouvelle approche scientifique, au cœur des enjeux environnementaux et sociétaux

Le démonstrateur Smart-Grid Thermique & Électrique constitue un levier important de décarbonation. En remplaçant largement l’alimentation au gaz par une gestion électrique optimisée, les bâtiments concernés pourront réduire leurs émissions de CO₂ de 78 %, selon les estimations du système retenu. Cette expérimentation permettra également d’évaluer l’impact du stockage intersaisonnier sur la consommation énergétique et son intégration dans le réseau global. Au-delà des bénéfices environnementaux, ce projet aura un impact social direct.

Les habitants des bâtiments concernés profiteront d’une réduction de leur facture énergétique. Par ailleurs, les chercheurs disposeront d’un terrain d’expérimentation unique pour analyser la consommation réelle à l’échelle des bâtiments et améliorer les systèmes intelligents de gestion énergétique. « La motivation est double : démontrer un impact fort de décarbonation et connecter la recherche interdisciplinaire avec un système de taille réelle », précise Jordi Badosa, Directeur technique du centre Energy4Climate.

« Allier géothermie, solaire et pilotage intelligent »

Dans une démarche de partage des connaissances, les données collectées par le démonstrateur seront accessibles. Le projet prévoit également une attention portée aux usages réels, aux retours des usagers et à leur appropriation des technologies mises en place. Le démonstrateur est aussi ouvert à l’intégration de bornes de recharge de véhicules électriques ainsi que du stockage par batterie stationnaire. Cette initiative bénéficiera donc aux usagers ainsi qu’aux chercheurs et acteurs de l’industrie et de l’urbanisme afin de favoriser le développement de solutions énergétiques plus efficaces et durables. « Ce démonstrateur du living-lab E4C montre comment la science peut répondre aux défis de la transition énergétique, en testant dès aujourd’hui des solutions bas-carbone alliant géothermie, solaire et pilotage intelligent », ajoute Philippe Drobinski, Directeur-fondateur du Centre Energy4Climate.

La mise en service du démonstrateur est prévue pour l’automne 2025. Soutenu par la Fondation de l’École polytechnique grâce au don de Stéphane (X 1993) et Agnès Ifker, ce projet s’inscrit pleinement dans la stratégie de valorisation de la recherche de pointe conduite à l’École polytechnique en matière de transition énergétique, et participe à son ambition de se positionner comme un acteur de référence à l’échelle internationale. Il fait partie d’une initiative plus large, dans le cadre du Fonds Ifker pour le climat, qui vise à transformer le campus de l’X, et plus largement d’IP Paris, en un laboratoire vivant de la transition énergétique.

Voltalia annonce la nomination de deux nouveaux administrateurs, dont un indépendant

Voltalia annonce la nomination de deux nouveaux administrateurs. Leur nomination a été ratifiée par les actionnaires lors de l’Assemble Générale Voltalia qui s’est tenue le 15 mai 2025 « À la suite de l’Assemblée générale de jeudi dernier, nous sommes heureux d’annoncer la nomination de Bertrand Cousin en tant qu’administrateur indépendant, en remplacement d’Alain Papiasse, ainsi que l’arrivée d’Alexis Grolin au sein du Conseil d’administration de Voltalia. Leur nomination vient enrichir notre gouvernance avec des expertises complémentaires au reste du Conseil, au service de notre réflexion stratégique et de notre ambition de croissance durable et responsable », déclare Laurence Mulliez, Présidente du Conseil d’administration de Voltalia.

Bertrand Cousin rejoint le Conseil en tant qu’administrateur indépendant. Il intégrera le Comité D’audit en tant que Président. Il remplace Alain Papiasse, administrateur indépendant sortant. Fort de plus de 30 ans d’expérience dans le secteur bancaire en France et à l’international, il a notamment dirigé plusieurs équipes en charge de financement d’actifs et de projets d’infrastructures. Son regard indépendant et sa connaissance approfondie des enjeux financiers mondiaux seront de précieux atouts pour accompagner la stratégie de Voltalia.

Alexis Grolin, bénéficiant de 20 ans d’expérience et spécialiste de la gestion d’actifs et de la transformation d’entreprise, a contribué à la structuration de nombreux projets dans le domaine de l’infrastructure, de l’immobilier et des énergies renouvelables. Son expertise en gouvernance d’entreprise et en investissement à impact vient renforcer l’engagement de Voltalia en faveur de la transition énergétique. Avec ces nominations, Voltalia poursuit son engagement en faveur d’une gouvernance exigeante, tournée vers l’innovation et l’excellence opérationnelle.

Énergies renouvelables : les recommandations du CAN Europe et du réseau Cler pour mettre les territoires au cœur des projets

Alors que la réglementation est encore inexistante à l’échelle européenne pour favoriser les retombées économiques locales des projets d’énergie renouvelable, le Climate Action Network Europe publie, en partenariat avec le réseau Cler, un rapport sur les pratiques à l’œuvre en France et liste des recommandations à l’aube des discussions sur le paquet “Énergie pour les citoyens” qui sera soumis à la Commission européenne.

Depuis la loi Climat et Résilience de 2021 introduisant les Comités régionaux de l’énergie, la France s’appuie davantage sur les collectivités territoriales, citoyens et entreprises locales pour développer des projets d’énergie renouvelable (électricité, gaz, chaleur) à la fois ambitieux et qui s’inscrivent pleinement dans une trajectoire régionale, le tout en cohérence avec la réalité et le besoin du territoire. La loi d’accélération des énergies renouvelables de 2023 (loi APER), a quant à elle renforcé le rôle de la commune et l’implication des citoyens, par l’intermédiaire de consultation locale, pour définir des zones d’accélération.

Une législation en faveur de l’implication des acteurs territoriaux…

Lorsqu’elles sont portées localement, les énergies renouvelables permettent de générer de multiples bénéfices : création d’emplois, autonomie énergétique, engagement citoyen, maîtrise des factures d’énergie. Elles sont également synonymes pour les communes et les intercommunalités de retombées financières en faveur d’investissements pour le territoire, c’est ce qu’on appelle le partage de la valeur. Pour encourager cette dynamique, des labels comme “Énergie Partagée” ou des chartes portées par des acteurs associatifs et soutenus par l’ADEME permettent de garantir entre autres l’intérêt territorial du projet et une gouvernance partagée.

… mais qui doit être renforcée par des mesures concrètes.

Malgré des premiers éléments législatifs pour encourager l’implication des territoires et deux ans après la loi d’accélération pour les énergies renouvelables qui introduit la définition des zones d’accélération des énergies renouvelables par les communes, deux tiers d’entre elles n’ont pas encore présenté leur copie. En effet, les collectivités territoriales manquent de moyens humains pour s’emparer du sujet et mener des projets d’énergies renouvelables de qualité. Des défis restent à relever !

Le réseau Cler appelle le gouvernement à traduire l’ambition du partage de la valeur en mesures concrètes :

1- Renforcer les moyens humains et financiers des collectivités territoriales. Augmenter le budget du réseau des “Générateurs” porté par l’ADEME de 7,5 millions d’euros permettrait d’assurer la présence de 4 conseillers éolien et photovoltaïque par région.

2 – Soutenir le développement des communautés énergétiques pour atteindre l’objectif de 1000 nouveaux projets d’énergie renouvelable à gouvernance locale d’ici à 2028 et pré-financer la part d’actionnariat pour les ménages les plus modestes.

3- Rendre applicable l’article 93 de la loi APER par la publication du décret sur le partage de la valeur.

4 – Développer des outils incitatifs pour rendre attractives les zones d’accélération des énergies renouvelables ainsi que les technologies sous-représentées (éolien terrestre, biométhane…).

Pour Etienne Charbit, responsable de projets Europe au réseau Cler : “Les objectifs de la directive RED III, à savoir au moins 42,5% de renouvelables dans la consommation d’énergie finale de l’Union Européenne d’ici 2030, obligent à une accélération du déploiement de toutes les énergies renouvelables en France. Pour y parvenir, il est indispensable que les projets bénéficient directement et de manière équitable à l’ensemble du territoire : collectivités, citoyens et structures locales.”

Formation en ligne de 18 heures consacrée l'énergie photovoltaïque, du 10 au 17 juin

TECSOL, bureau d’études indépendant spécialisé en énergie solaire, organise tous les mois, des formations en ligne ou en présentiel consacrées au photovoltaïque et au solaire thermique.

La prochaine session en ligne aura lieu du 10 au 17 juin 2025. Elle sera consacrée à la production d’électricité photovoltaïque.

La formation se déroule sur 6 jours à raison de 3 heures de cours par jour (2 séances de 1,5 h tous les matins, soit au total 18 heures) et vous permettra de couvrir l'ensemble des techniques utilisées en photovoltaïque.

Nous vous conseillons de vous inscrire, sans attendre, car le nombre de places est volontairement limité, pour permettre aux stagiaires d’échanger avec les formateurs.

Le programme complet de la formation peut être consulté en  cliquant ici.

Il est à noter que les frais pédagogiques (1250 euros HT) peuvent être pris en charge, par différents dispositifs de soutien à la formation professionnelle.

Pour vous pré-inscrire

Pour plus de renseignements vous pouvez également contactez Muriel chez Tecsol au 04 68 68 16 50 et [email protected]

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TECSOL est reconnu comme un des principaux organismes de formation en énergie solaire, avec à son actif, plusieurs centaines de techniciens et de cadres formés en dix ans d’activité.

TECSOL est certifié QUALIOPI et l’ensemble de ses activités sont conforme aux normes ISO9001 et ISO14001.

Formation exceptionnelle TECSOL – Autoconsommation collective | 19 juin 2025

TECSOL a le plaisir de vous convier à une session de formation exceptionnelle consacrée à l’autoconsommation collective, qui se tiendra en ligne le jeudi 19 juin prochain.

Organisée dans un contexte de transformation du paysage photovoltaïque, notamment avec la disparition progressive du guichet ouvert S21, cette formation a pour objectif de vous fournir une vision complète et opérationnelle de l’autoconsommation collective, devenue l’une des solutions clés pour valoriser ses électrons, dans les limites de puissance autorisées.

✅ Objectifs de la formation :

• Comprendre les enjeux techniques, économiques, juridiques et financiers de l’autoconsommation collective
• Maîtriser les étapes de mise en œuvre concrète d’un projet
• Analyser des retours d’expérience concrets
• Identifier les facteurs de réussite opérationnelle

📅 Programme de la journée :

Matin (9h – 12h)
9h – 10h30 : Marché et aspects techniques
• Tendances du marché (France et UE)
• Prérequis techniques et raccordement
• Clés de répartition et étapes de mise en œuvre

10h30 – 12h : Aspects juridiques
• Cadre réglementaire (périmètre, fiscalité, TURPE, PMO, IRVE...)
• Schémas contractuels et financiers
• Modes de portage, rôle de la PMO
• Lien avec les communautés d’énergie (CER, CEC)

Après-midi (14h – 17h)
14h – 15h : Aspects économiques
• Valorisation des électrons partagés et en surplus
• Analyse des CAPEX/OPEX spécifiques à l’ACC
• Rentabilité et financement des projets

15h – 16h : Retours d’expérience
• Exemples concrets : collectivités, ZAE, bailleurs sociaux

16h – 17h : Recrutement et exploitation
• Solutions de gestion, facturation, optimisation
• Présentation d’offres et facteurs de succès

💶 Tarif :

250 € HT (soit 300 € TTC), règlement par carte bancaire. Une facture acquittée vous sera adressée automatiquement.

🔔 Merci de bien vérifier l’orthographe de votre adresse e-mail lors de l’inscription afin de recevoir votre lien de connexion et les documents administratifs.

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Pour les formations en présentiel ou en intra-entreprise merci de nous contacter TECSOL : +33 (0)4 68 68 16 50 et [email protected]

TECSOL est reconnu comme un des principaux organismes de formation en énergie solaire, avec à son actif, plusieurs centaines de techniciens et de cadres formés en dix ans d’activité.

TECSOL est un centre de formation certifié QUALIOPI et l’ensemble de ses activités sont conforme aux normes ISO9001 et ISO14001

Le Monde : « Les énergies renouvelables en pleine tourmente en France après la panne d’électricité géante espagnole »

La montée en puissance de l’éolien et du solaire en France, alors que la demande ne suit pas à la même vitesse, pose de nombreux défis pour la gestion du réseau électrique, du parc nucléaire et des finances publiques.

« La France produit trop d’électricité, au risque de faire sauter la banque. » A la mi-avril, le quotidien économique La Tribune lance l’alerte. Ce titre résume l’inquiétude qui s’est emparée, depuis des mois, d’une partie du monde énergétique et politique : alors qu’en 2022 le pays se mettait en ordre de bataille pour faire face à d’éventuelles coupures de courant, dans un contexte de défaillance du parc nucléaire, de flambée des prix de l’énergie et d’invasion russe en Ukraine, de plus en plus d’acteurs s’alarment aujourd’hui d’une situation de « surproduction ». Sur le banc des accusés : le solaire et l’éolien, qui fournissent de plus en plus d’énergie, alors que la consommation d’électricité n’augmente pas. Leur essor pourrait constituer une menace pour le réseau, les finances publiques et le parc nucléaire, et les appels à freiner – voire à stopper – leur développement se multiplient.

Quelques jours avant de quitter ses fonctions de patron d’EDF, Luc Rémont décrit ainsi, devant des sénateurs, le 22 avril, le « grand défi » posé par « l’écart croissant entre l’offre et la demande » d’électricité. « Il va nous falloir veiller, dans les toutes prochaines années, à ce que ce déséquilibre entre sources commandables [notamment le nucléaire] et sources intermittentes [les renouvelables] ne vienne pas grever la stabilité du système, soit sur le plan physique, soit sur le plan économique. C’est vraiment le plus grand défi auquel nous sommes confrontés », insiste-t-il.

Lire la suite sur le site du journal Le Monde

Prix négatifs de l’électricité : « la France, avec son parc nucléaire, peine à ajuster rapidement sa production lors des variations de la demande »

L'équipe de direction générale

Depuis 2023, les heures à prix négatifs sur le marché de l’électricité en France et en Europe se sont considérablement multipliées. Alors que ces heures ne représentaient en moyenne que quelques heures par an jusqu’en 2022, elles ont atteint 183 heures en 2023 en France (2,12 % du temps sur l’année) et 560 heures en 2024 (6,3 %). De janvier à mai 2025, la France comptabilise d’ores et déjà près de 228 heures à prix négatifs. Ce phénomène est principalement lié à une surabondance de l’offre par rapport à la demande d’électricité. Décryptage avec les équipes d’Omnegy, cabinet de conseil en énergie pour les entreprises !

« Cette dynamique de prix négatifs s’explique par l’augmentation rapide de la production d’énergies renouvelables intermittentes (solaire et éolien) dans le mix énergétique européen, associée à une faible capacité de stockage et à des mécanismes de soutien incitatifs, même en cas de prix négatifs. La production solaire, notamment, a atteint des niveaux records lors des vagues de chaleur de l’été 2024 (8,87 TWh produits), entraînant de nombreuses périodes de prix bas. La France, avec son parc nucléaire majoritaire, peine à ajuster rapidement sa production lors des variations de la demande, ce qui explique la fréquence accrue des prix négatifs.

Le mécanisme des prix négatifs de l’électricité

Les coûts d’arrêt, souvent élevés pour les centrales nucléaires et thermiques à flamme, incitent les producteurs à maintenir leur production même lorsque les prix sont négatifs, bien qu’elle soit plus faible. Ils réalisent ainsi une perte sur le marché SPOT lorsqu’ils revendent leur électricité, bien que celui-ci ne puisse descendre en dessous de – 500 €/MWh.

Les producteurs opérant ces centrales se rattraperont ensuite sur les heures à prix positifs, majoritaires, pour réaliser un profit. Les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables, tels que les obligations d’achat, favorisent la poursuite de la production en période de prix bas, puisque l’Etat va verser, en tous les cas, une somme au producteur pour chaque MWh qu’il produit, indépendamment du prix sur le marché. Ainsi, la combinaison d’une production renouvelable abondante, d’une faible demande et d’un manque de flexibilité du réseau conduit inévitablement à des prix négatifs.

Facteurs d’apparition des prix négatifs dans l’électricité

Les prix négatifs sont principalement dus à trois facteurs principaux :

• Surproduction d’électricité renouvelable : lors de journées très ensoleillées ou venteuses, la production excède largement la demande, notamment lorsque la consommation est faible (week-ends, jours fériés). Les producteurs d’énergie renouvelable sont souvent incités à continuer de produire, même en cas de prix bas, en raison des subventions et des obligations d’achat garanties par contrat.
• Rigidité des centrales conventionnelles : les centrales nucléaires et thermiques ont des coûts de redémarrage élevés et des contraintes techniques qui les rendent moins flexibles. Plutôt que d’arrêter complètement leur production, elles préfèrent supporter un prix négatif sur une courte période.
• Manque de flexibilité du réseau et du stockage : le réseau électrique manque de dispositifs capables d’absorber rapidement les surplus d’énergie. Les capacités de stockage par batteries ou STEP (stations de transfert d’énergie par pompage) sont encore insuffisantes pour réguler efficacement ces fluctuations.
• Manque de flexibilité des consommateurs qui sont souvent engagés avec des contrats à prix fixe et ne peuvent donc bénéficier de signaux intéressants.

Conséquences économiques, écologiques et recommandations

Les prix négatifs représentent une perte économique pour le système énergétique. Lors des heures à prix négatifs, les pertes pour le parc français sont estimées à 80 millions d’euros pour le premier semestre 2024 à titre d’exemple, touchant principalement les filières nucléaire et hydroélectrique. Pour atténuer ces pertes et améliorer l’efficacité du système, plusieurs leviers peuvent être mis en œuvre :

• Amendement des dispositifs de soutien aux EnR
• Renforcement de la flexibilité et du stockage
• Amélioration de l’intégration des EnR au réseau
• Abaissement du seuil de puissance des installations obligées de s’arrêter en cas de prix négatifs.
• Instauration d’heures creuses pendant les heures solaires

Impact sur les échanges internationaux

Lors des heures à prix négatifs, la France reste exportatrice dans 85 % des cas, mais avec des volumes réduits de moitié par rapport aux heures à prix positifs (- 4 GW). La baisse des échanges est particulièrement marquée avec l’Allemagne et la Belgique, également confrontées aux prix négatifs. Cependant, les interconnexions permettent de limiter l’impact en exportant une partie de la surproduction vers des pays où la demande reste élevée.

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Perspectives et conclusion

L’augmentation des heures à prix négatifs n’est pas en soi un dysfonctionnement du marché : elle traduit au contraire une tension structurelle entre l’essor rapide des énergies renouvelables et l’inertie des cadres de soutien et d’exploitation. Pour prévenir des inefficacités économiques et améliorer la résilience du réseau, il est crucial d’investir dans des infrastructures de stockage, de développer des dispositifs de régulation en temps réel ainsi que d’incitation (déplacer les heures creuses par exemple) et de renforcer les capacités d’échange entre les pays européens. Moderniser les infrastructures et adapter les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables constituent des priorités stratégiques pour garantir un système électrique durable et efficace. »

Transition énergétique en Europe : la France face à des choix structurants selon LCP Delta

George Husni, analyste chez LCP Delta

Les objectifs climatiques fixés par l’Union Européenne se rapprochent et les États accélèrent de plus en plus leur position sur la transition énergétique mais à des rythmes variables. LCP Delta, cabinet de conseil et de recherche spécialisé dans la transition énergétique, dresse un nouvel état des lieux de la transition énergétique en Europe. Entre électrification massive et la montée en puissance de la flexibilité…Comment la France peut-elle renforcer sa prééminence sur le marché européen de la transition énergétique ?  

Après des années de pilotage centralisé, où les incitations publiques donnaient le tempo (CITE, ARENH, S21…), la France entre désormais dans une phase où le marché, les acteurs privés et l’innovation prennent le relais. La transition devient un sport d’équipe.

La capacité à créer des modèles intégrés, à embarquer le client et à capter la valeur de la flexibilité devient un avantage compétitif décisif. La France avance vite, et parfois de manière inattendue. Entre signaux favorables, promesses industrielles et retards persistants, elle cristallise aujourd’hui plusieurs tensions clés de la transition énergétique européenne.

Une électrification à grande vitesse…mais déséquilibrée

Avec plus d’un million de logements électrifiés chaque année, la France se distingue parmi les trois pays européens les plus avancés sur l’électrification des usages résidentiels, aux côtés de l’Allemagne et le Royaume-Uni.  Une électrification concernant à la fois le chauffage, le solaire résidentiel, les véhicules électriques mais aussi le stockage domestique. Selon l’étude de LCP Delta, cet élan reste fragile, et le système d’électrification en France connaît certaines contraintes :

• La pénétration du stockage résidentiel est encore marginale (<1%),
• Les offres d’électricité restent souvent silotées : peu d’offres de « packs » intégrés combinant équipement, financement et optimisation
• L’adoption est encore concentrée sur les ménages les plus engagés.

« Pour accélérer, la transition doit être simple, intégrée et désirable : électrification, tarif intelligent, pilotage et service client sont les nouveaux standards que le marché attend » observe George Husni, analyste chez LCP Delta.

Flexibilité : la nouvelle bataille stratégique de la transition

Selon l’étude de LCP Delta, d’ici 2030, l’Europe devrait compter plus de 90 GW de capacités de flexibilité activables côté demande (DSF), contre 41 GW pour les batteries stationnaires (BESS). Des chiffres venant confirmer un mouvement de fond. En effet, la flexibilité du côté de la demande (pilotage intelligent des consommations, autoconsommation optimisée etc.) émerge et est en route pour devenir un pilier du système énergétique. Et en France, cette bascule est déjà tangible :

• Les actifs sont de plus en plus connectés (PAC, VE, PV, batteries domestiques),
• Les tarifs deviennent semi-dynamiques (Nouveau dispositif des HP/HC),
• L’arrêt de l’ARENH et la hausse attendue des prix renforcent les signaux marché,
• Et des politiques comme le décret S21 encouragent une consommation plus locale, plus pilotable.

La flexibilité implicite (adaptation aux signaux prix, autoconsommation) progresse à grande vitesse. Mais la flexibilité explicite, via des modèles d’agrégation ou des services système, avance aussi. Et la France possède un écosystème particulièrement unique en Europe, avec des pionniers comme Voltalis, Equans, MyLight, RTE, etc. « La flexibilité n’est plus une technologie, mais une compétence : elle ne prendra tout son sens que si les utilisateurs finaux jouent le jeu, adaptent leur consommation et font confiance aux nouveaux modèles. Ceux qui sauront l’intégrer dans leur offre prendront une longueur d’avance. » ajoute George Husni, analyste chez LCP Delta.

Le vrai défi : faire basculer les consommateurs dans la transition

Le rapport de LCP Delta met en lumière un constat préoccupant : En France, seulement 9 % des consommateurs se montrent activement impliqués dans la transition énergétique. Parallèlement, 45 % d’entre eux demeurent totalement indifférents à cette question cruciale. Selon George Husni, pour faire basculer le marché, il faut segmenter et adapter :

• Les suiveurs (30 %) : rassurer, simplifier et leur garantir la valeur,
• Les prudents (16 %) : proposer des offres ultra-encadrées et subventionnées,
• Les indifférents (45 %) : créer des mécanismes où la transition devient le choix par défaut

Par rapport à d’autres pays européens, la France a un avantage. Les consommateurs y changent plus facilement de fournisseur d’énergie, ce qui représente un levier de compétition et d’innovation mais qui peut être aussi une source de pression pour les fournisseurs historiques. « La transition énergétique est aujourd’hui entrée dans sa phase “système” : ce n’est plus une affaire de technologie, mais de cohérence, de positionnement stratégique et de timing. La France dispose des atouts pour rester dans la course, voire prendre l’avantage à condition d’investir sur les bons leviers (flexibilité, massification de l’électrification, activation des utilisateurs) et de ne pas manquer le virage de la demande. » déclare George Husni. La transition énergétique européenne entre dans une phase complexe où la régulation, la flexibilité, la coordination des marchés et la modernisation des réseaux sont cruciales. La France a des atouts pour rester parmi les leaders, mais doit accélérer le déploiement de batteries, la valorisation de la flexibilité et l’intégration de l’hydrogène.

Maison de retraite de Mornant : une installation PV en autoconsommation grâce aux conseils de CVPM

Initialement sollicitée par la Maison de retraite publique de Mornant pour un projet de mise à disposition des toitures, CVPM (Centrales Villageoise du Pays Mornantais) a su apporter une expertise en toute objectivité.

Après une étude approfondie des besoins en énergie électrique, il s’est avéré que la Maison de retraite avait tout intérêt à autoconsommer toute sa production afin de réaliser de substantielles économies sur sa facture énergétique.

Forte de ces conseils, la Maison de retraite a bénéficié ensuite gratuitement des compétences d’ingénierie de CVPM en assistance à maîtrise d’ouvrage ; elle a ainsi pu mettre en œuvre la solution la plus adaptée.

Les bâtiments étant situés dans un périmètre classé, un échange approfondi avec les architectes des Bâtiments de France a entraîné la sélection de l’implantation sur les toitures adéquates ; la puissance installée est de 135 kWc, proche de l’optimal qui était de 155 kWc.

« La mise en œuvre est terminée, il ne reste plus qu’à recevoir l’aval du Consuel pour la mise en production que nous espérons imminente » s’enthousiasment les membres de CVPM.