Un record de 7,4 GW CC de nouvelle capacité photovoltaïque a donc été connecté en 2025, portant la capacité installée cumulée à environ 37,6 GW DC (31,3 GW AC). Le solaire est également devenu la plus grande source d’électricité renouvelable en France en capacité installée, générant 37 TWh et couvrant 7,3 % de la consommation nationale d’électricité. Les prix des modules se sont stabilisés à des niveaux historiquement bas, avec des prix moyens tombant à 0,07 €–0,14/Wp. Les prix des systèmes résidentiels ont fortement baissé pour atteindre environ 1,55 €/W, tandis que les prix des systèmes à l’échelle des services publics sont tombés à environ 0,72 €/W, reflétant la poursuite des baisses de coûts malgré des contraintes temporaires d’approvisionnement en début d’année.

Les PPA des entreprises ont encore ralenti en 2025. Seuls 21 CPPA ont été annoncés, contre 33 en 2024, tandis que les accords spécifiques aux PV sont passés de 19 à sept contrats. La baisse des prix de gros de l’électricité et l’augmentation de la cannibalisation solaire ont réduit l’attrait des PPA solaires à long terme pour les acheteurs.

Les changements de politique ont remodelé le marché. Le cadre de soutien révisé du S21 a supprimé l’option d’exportation complète pour les systèmes résidentiels de moins de 9 kW, réduit significativement les incitations à l’autoconsommation et les tarifs à l’exportation, et a remplacé le tarif d’achat en libre accès pour les systèmes de 100 à 500 kW par un système d’appel d’offres compétitif simplifié. Après un retard de trois ans, la France a publié son plan énergétique PPE 3 en février 2026, fixant des objectifs photovoltaïques de 48 GW CA d’ici 2030 et 55–80 GW AC d’ici 2035.

iea-pvps.org/national_survey/nsr-france-2025/

Sobry et Zendure mettent en synergie leur savoir-faire pour développer des systèmes. Le principe est simple : stocker l’électricité lorsqu’elle est la moins chère et la consommer lorsque les prix du réseau sont au plus haut. Grâce à une batterie domestique pilotée par un agent IA et la tarification de l’électricité au prix réel, cette solution permet de réaliser jusqu’à 625€ d’économies chaque année et de se prémunir durablement de l’inflation des prix de l’énergie. Réservé jusqu’ici aux sites industriels et grandes entreprises, le pilotage énergétique assisté par IA est aujourd’hui enfin accessible pour les Français.

Un principe simple : acheter et stocker l’énergie quand elle est bon marché, pour la consommer quand les prix du réseau sont au plus haut

Le prix de l’électricité varie heure par heure sur le marché de gros européen, pouvant passer du simple au triple entre le milieu d’après-midi, quand la production solaire est abondante, et le pic de consommation du soir. Des variations complètement neutralisées pour les foyers français qui paient des tarifs fixes tout au long de l’année. Sobry et Zendure, deux acteurs spécialistes du pilotage énergétique, s’associent aujourd’hui pour permettre aux Français de s’emparer de ces variations de prix pour optimiser et réduire leurs factures. Dès cet été, il sera possible d’opter pour le pilotage énergétique depuis chez soi en associant :

-Le système Zendure HEMS (Home Energy Management System) piloté par agent IA (ZENKI) pour gérer automatiquement les moments les plus propices pour charger, stocker ou consommer son électricité.

-Et la tarification agile de l’électricité avec Sobry pour tirer le meilleur parti des variations des prix de l’électricité tout au long de la journée.

Pas besoin de surveiller la charge de la batterie ou l’évolution des prix, tout est piloté. L’offre est accessible à tous, propriétaires et locataires, en maison individuelle ou en appartement. « Nous voulons rendre la flexibilité énergétique accessible aux foyers français, pas seulement aux géants industriels. Associer un tarif indexé sur le marché à une batterie domestique, c’est donner au consommateur un véritable pouvoir d’arbitrage : il réduit sa facture et, dans le même temps, les émissions liées aux heures de pointe » précise Jérémy Assayag, CEO et co-fondateur de Sobry.

Jusqu’à 625 € d’économies par an pour un foyer de 4 personnes, équipé de panneaux solaires

Pour un foyer de 4 personnes avec une consommation moyenne de 6 000 kWh par an, cette solution permet de réaliser jusqu’à 625 € d’économies par an lorsque le logement est doté de panneaux solaires, ou jusqu’à 360 € sans installation solaire. L’association de l’offre Sobry et d’un système Zendure SolarFlow 2400 AC+ ou 2400 Pro (deux batteries AB3000L, soit 8,16 kWh de capacité) permet de tirer parti des variations du prix de marché jour après jour. Comparée à un tarif Tempo, la solution permet de réaliser jusqu’à 2 fois plus d’économies. Au-delà du gain financier, le dispositif a un effet direct sur l’empreinte carbone du foyer : en s’effaçant du réseau aux heures de pointe, celles où la France mobilise ses moyens de production les plus émetteurs, chaque foyer équipé contribue à réduire les émissions du système électrique.

« La tarification dynamique est un levier déterminant pour la gestion intelligente de l’énergie. En réunissant nos solutions de stockage et les services temps réel de Sobry, nous proposons aux familles françaises un écosystème capable de faire baisser leur facture tout en conciliant économies personnelles et transition énergétique » conclut Bryan Liu, CEO et fondateur de Zendure.

Encadré

Une solution disponible dès maintenant, à partir de l’application Zendure

L’offre Sobry est d’ores et déjà intégrée à l’application Zendure : les utilisateurs Zendure en France peuvent y souscrire directement depuis l’application. La souscription se fait en quelques étapes. L’utilisateur commence par définir Sobry comme source tarifaire dans les paramètres de son appareil, puis autorise le partenariat entre les deux plateformes. Il est ensuite redirigé vers l’espace Sobry pour finaliser son inscription et la signature de son contrat. Une fois l’association confirmée, l’appareil bascule automatiquement sur la tarification dynamique Sobry et le pilotage intelligent par ZENKI s’active, sans aucune manipulation supplémentaire.

La Chine investit à un rythme soutenu dans les installations photovoltaïques (PV) et s’impose comme un marché clé, représentant plus de 40 % de la capacité mondiale installée. Si les perspectives de la production d’électricité photovoltaïque sont très prometteuses, le secteur doit néanmoins relever d’importants défis : l’intermittence de la production, les fluctuations de puissance, une précision insuffisante, des risques opérationnels élevés ainsi que les limites des méthodes traditionnelles d’exploitation et de maintenance (O&M). Autant de freins susceptibles de ralentir le développement de la filière. Pour relever ces défis, de nombreuses entreprises se tournent vers la technologie d’imagerie infrarouge. Les caméras thermiques telles que la FLIR T540 constituent un outil précieux pour la maintenance prédictive des installations de production d’énergie à grande échelle. Ainsi, une base intégrée hydroélectrique, éolienne et solaire de 80 GW située dans le sud-ouest de la Chine a utilisé la T540 équipée de l’objectif à double champ de vision FlexView afin de résoudre avec succès les principaux problèmes d’exploitation et de maintenance.

Principale application : une couverture complète de la chaîne d’exploitation et de maintenance des centrales photovoltaïques

La caméra thermique infrarouge professionnelle FLIR T540, associée à l’objectif FlexView à double champ de vision, constitue un outil performant pour les opérations d’exploitation et de maintenance des installations photovoltaïques. Sans remplacement manuel de l’objectif, elle permet de passer instantanément d’un champ de vision standard de 24° à un téléobjectif offrant un champ de vision de 14°, garantissant une localisation rapide et précise des défauts. En s’appuyant sur les conditions réelles du site et sur les capacités de la thermographie infrarouge, les équipes d’exploitation et de maintenance ont mis en place une stratégie de « prévention proactive » conciliant efficacité des inspections et précision des diagnostics, tout en réduisant considérablement les coûts et les délais d’intervention.

Inspection des modules : localisation des défauts sur les unités de production d’énergie

• Détection des points chauds (hot spots)

Les problèmes tels que l’ombrage, les dommages mécaniques ou les défaillances de diodes apparaissent sous forme de zones chaudes présentant un écart de température supérieur à 5 °C sur les images thermiques. La FLIR T540 identifie précisément ces anomalies, permettant une réparation dans les 24 heures et évitant une perte de production de 20 à 50 %.

• Détection des microfissures et des défauts de soudure

Les microfissures ou les soudures défectueuses se traduisent par des motifs linéaires ou en maillage présentant un faible écart de température (environ 1 °C). La T540 détecte ces défauts subtils, permettant des réparations sous 72 heures et prolongeant la durée de vie des modules.

• Détection de la dégradation PID (Potential Induced Degradation)

La dégradation PID se manifeste par des bandes à température élevée le long des bords des modules. La T540 met clairement en évidence ces anomalies, permettant une intervention sous sept jours afin d’éviter une aggravation du phénomène.

Inspection des équipements : garantir un fonctionnement fiable des équipements critiques

• Inspection des onduleurs et des postes de transformation

Les points de surchauffe au niveau des dissipateurs thermiques et des bornes sont facilement détectés par thermographie, ce qui permet d’éviter les défaillances des équipements et d’améliorer le rendement de conversion de 3 à 5 %.

• Inspection des batteries de stockage

La FLIR T540 détecte les surchauffes localisées ou les élévations anormales de température, évitant ainsi les pertes de performances ou les dommages matériels.

• Inspection des jeux de barres isolés

Les mauvais contacts ou le vieillissement de l’isolation sont détectés de manière précoce par la FLIR T540, réduisant ainsi les risques de court-circuit ou d’incendie.

• Inspection des SVG et des câbles d’arrivée

Les élévations anormales de température au niveau des modules de puissance SVG, des réactances et des jonctions de câbles sont détectées à un stade précoce, limitant les risques de dégradation et d’arrêt de production non planifié.

• Des inspections plus sûres

Grâce à son objectif à double champ de vision, la T540 permet de détecter rapidement les risques de court-circuit tout en réalisant les inspections à une distance de sécurité.

• Inspection des structures de support et des éléments mécaniques

Les anomalies thermiques liées aux déformations ou au desserrage des composants sont mises en évidence par thermographie, permettant des ajustements rapides afin de limiter les pertes de production.

• Inspection des lignes de transmission

Les points chauds provoqués par un mauvais contact ou une surcharge des lignes de transmission sont facilement identifiés afin de permettre une réparation rapide.

Comme le démontre ce cas concret, la caméra thermique infrarouge professionnelle FLIR T540, associée à l’objectif FlexView à double champ de vision, transforme les méthodes d’exploitation et de maintenance des installations photovoltaïques. En améliorant le rendement énergétique, en réduisant les coûts d’exploitation et de maintenance et en renforçant la maîtrise des risques liés à la sécurité, la T540 favorise l’adoption d’un modèle de « prévention proactive » grâce à l’intégration technologique et à l’élargissement des scénarios d’utilisation, contribuant ainsi au développement durable et qualitatif de la filière photovoltaïque.

Quid de Teledyne FLIR ?

Teledyne FLIR, une société de Teledyne Technologies, est un spécialiste mondial des solutions de détection intelligentes pour la défense et les applications industrielles. La société emploie près de 4 000 personnes à travers le monde. Fondée en 1978, la société crée des technologies avancées pour aider les professionnels à prendre les meilleures décisions le plus rapidement possible, afin de sauver des vies et des moyens de subsistance.

L’installation comprend six batteries commerciales Solis PrimePower de 109 kWh, chacune reliée à un onduleur hybride Solis de 50 kW. Fonctionnant en parallèle, le système offre une capacité de stockage de plus de 600 kWh, ce qui permet à l’hôpital de mieux exploiter l’énergie solaire produite.

“Le stockage devient rapidement un élément central des systèmes énergétiques moderne”

Au lieu de voir l’excédent d’énergie solaire limité pendant la journée, l’énergie peut désormais être stockée et utilisée plus tard, pendant les périodes de forte demande ou pendant la nuit, ce qui contribue à réduire les coûts d’électricité tout en renforçant la résilience énergétique sur l’ensemble du site. « Ce projet marque une étape majeure pour Solis, puisqu’il s’agit de notre première installation commerciale de stockage par batterie au Royaume-Uni, à un moment où la demande en stockage d’énergie connaît une croissance rapide dans toute l’Europe. Les clients ne se contentent plus de la seule production solaire et recherchent des solutions énergétiques complètes qui leur permettent de maximiser leur autoconsommation, de réduire leurs coûts d’électricité et de gérer leur énergie de manière plus intelligente. Le stockage devient rapidement un élément central des systèmes énergétiques modernes, en particulier dans le cadre de projets commerciaux et du secteur public comme celui-ci” souligne Sandy Woodward, directrice générale de Solis. Fort de plus de 20 ans d’expérience dans le domaine de la technologie solaire et d’un solide parc installé à travers l’Europe, Solis est idéalement placé pour accompagner cette transition grâce à un écosystème complet comprenant des onduleurs, des systèmes de stockage et des solutions de gestion intelligente de l’énergie.

“Compenser environ 75 % de la consommation électrique de l’hôpital”

Ce projet met en évidence l’intérêt croissant pour le stockage par batteries commerciales à travers l’Europe, en particulier dans les environnements où l’énergie solaire est souvent produite en excès et ne peut être utilisée immédiatement, ou bien là où une alimentation électrique fiable et ininterrompue est essentielle. « Le système d’énergie renouvelable plus large que nous avons mis en place ici produira désormais entre 2,5 et 3 GWh d’électricité par an — soit suffisamment pour compenser environ 75 % de la consommation électrique de l’hôpital —, ce qui permettra de réduire les émissions de carbone d’environ 600 tonnes par an » confie Mark Smith, directeur chez ZLC Energy. Et Ben Huband, responsable de la conformité immobilière et de l’énergie au Robert Jones and Agnes Hunt Orthopaedic Hospital NHS Foundation Trust, de conclure: « Ce projet marque une avancée significative dans la manière dont nous gérons l’énergie au sein de notre parc immobilier hospitalier. En combinant une production solaire à grande échelle avec un stockage par batterie, nous sommes en mesure de mieux exploiter l’énergie renouvelable produite sur site, ce qui contribue à réduire notre dépendance vis-à-vis du réseau électrique, à diminuer nos coûts et à soutenir nos ambitions plus larges en matière de développement durable. Travailler avec des partenaires tels que ZLC Energy et Solis nous a permis de mettre en œuvre une solution pratique, résiliente et conçue autour des besoins d’un environnement de soins de santé très actifs”. 

Conçues pour les applications commerciales de stockage d’énergie

Les solutions de stockage par batterie à usage commercial de Solis sont conçues pour prendre en charge un large éventail d’applications commerciales et industrielles, aidant ainsi les organisations à maximiser l’autoconsommation solaire, à réduire leurs coûts d’électricité et à gérer l’énergie de manière plus intelligente. Dans les installations photovoltaïques existantes raccordées au réseau, les systèmes de stockage d’énergie à usage commercial peuvent être déployés via un couplage CA afin d’augmenter considérablement l’autoconsommation du système, certaines applications atteignant des taux allant jusqu’à 95 %. Conçues pour les environnements énergétiques exigeants, les solutions de stockage commercial de Solis allient un stockage haute performance à une intégration flexible et à une gestion intelligente de l’énergie, prenant en charge des applications telles que l’écrêtement des pics de consommation, l’optimisation en fonction des tranches horaires et le fonctionnement en mode secours lorsque cela est nécessaire. Associées à des systèmes de gestion de l’énergie compatibles, elles peuvent également s’adapter automatiquement aux structures tarifaires dynamiques, en optimisant les comportements de charge et de décharge sur les marchés où les tarifs d’électricité changent toutes les 15 minutes. Avec la mise en service réussie de l’installation du RJAH, Solis continue de renforcer sa présence sur le marché européen du stockage commercial tout en accompagnant les organisations qui cherchent à accélérer leur transition vers des systèmes énergétiques plus propres et plus autonomes.

Le Prix Zayed pour le développement durable animera une session phare lors du Forum sur les économies de demain dans le cadre de l’African Energy Week (AEW) 2026, qui se tiendra du 12 au 16 octobre au Cap. La table ronde intitulée « De l’énergie à la position : énergie, industrie et souveraineté dans la prochaine économie africaine » examinera comment l’Afrique transforme des innovations éprouvées en investissements industriels bancables.

Depuis plus de 20 ans, le Prix Zayed pour le développement durable finance des technologies et soutient des innovateurs opérant dans certains des environnements les plus limités en ressources au monde. Le modèle est simple : démontrer d’abord un impact mesurable, réduire ensuite le risque d’investissement, puis mobiliser des volumes plus importants de capitaux privés et publics.

Cette approche répond directement à l’un des plus grands défis de l’Afrique en matière d’investissement. Le continent dispose d’un potentiel théorique estimé à 850 TW en énergie éolienne et solaire, suffisant pour redéfinir les marchés énergétiques mondiaux. Pourtant, seule une fraction de cette ressource a attiré des financements commerciaux, malgré la rentabilité compétitive des énergies renouvelables et l’abondance des ressources naturelles.

La dynamique d’investissement s’accélère. Masdar et Africa50 mènent une initiative de 10 milliards de dollars visant à atteindre une capacité de 10 GW d’énergies renouvelables d’ici 2030, tandis que des projets tels que le parc éolien de 10 GW en Égypte et le complexe d’hydrogène vert de 6 GW prévu au Maroc, d’un coût de 27,2 milliards de dollars, témoignent d’une ambition industrielle croissante.

La session examinera également les flux de capitaux vers les infrastructures numériques africaines. Le continent ne représente actuellement que 0,6 % à 1 % de la capacité mondiale des centres de données, mais plus de 500 MW sont déjà opérationnels et 890 MW supplémentaires sont en cours de développement. À lui seul, le marché sud-africain des centres de données dédiés à l’IA devrait passer de 99,37 millions de dollars en 2026 à 572,63 millions de dollars d’ici 2031, soit un TCAC de 41,95 %.

Ces investissements illustrent une leçon plus générale. Les infrastructures d’IA ont attiré des capitaux substantiels car la demande est évidente, les projets sont validés sur le plan commercial et les modèles de revenus sont bien compris. L’opportunité que représente l’énergie propre en Afrique nécessite la même progression – de l’innovation éprouvée à la confiance des investisseurs – avant que le financement puisse prendre de l’ampleur.

« Cette session va au cœur du défi de l’investissement en Afrique. Le Prix Zayed pour le développement durable s’est attaché, depuis plus de deux décennies, à démontrer que l’innovation doit gagner la confiance avant d’attirer les capitaux, et c’est cet état d’esprit dont l’Afrique a besoin pour transformer son immense potentiel en matière d’énergies propres en croissance industrielle, en souveraineté énergétique et en économies compétitives à l’échelle mondiale » , confie NJ Ayuk, président exécutif de la Chambre africaine de l’énergie.

Cette session renforce l’objectif plus large de l’AEW 2026, qui consiste à transformer les ressources énergétiques de l’Afrique en valeur économique à long terme. Plutôt que de se demander si les capitaux existent, la discussion vise à examiner comment des innovations éprouvées, des politiques efficaces et des partenariats stratégiques peuvent garantir que ces capitaux soient injectés dans des projets qui font progresser les ambitions industrielles du continent.

Les modules ABC (All Back Contact) d’AIKO retiennent l’attention non seulement pour leur rendement élevé et leur esthétique, mais aussi pour leurs performances exceptionnelles en matière de sécurité. Les modules AIKO ABC sont les premiers modules photovoltaïques au monde à obtenir la certification « PV Module Anti-Ignition Hazard » du TÜV Rheinland. Dans les conditions d’essai renforcées du TÜV Rheinland, les modules ABC ont enregistré des températures de points chauds inférieures de plus de 35 % à celles des modules TOPCon, démontrant leur meilleure capacité à réduire les risques thermiques liés à une surchauffe localisée. Au-delà de cette certification, la technologie ABC est conçue pour limiter efficacement les températures des points chauds à moins de 100 °C dans les conditions de fonctionnement concernées, contribuant ainsi à réduire les contraintes thermiques excessives et à atténuer les risques potentiels d’inflammation. Cet avantage a également été démontré lors d’essais comparatifs d’ombrage : qu’il s’agisse de l’ombrage d’une seule cellule ou d’un ombrage de grande surface, les modules ABC ont enregistré des températures de points chauds nettement inférieures à celles des modules TOPCon.

Pourquoi la technologie ABC limite-t-elle mieux les points chauds ?

Les points chauds peuvent apparaître lorsqu’un ombrage partiel, des microfissures ou d’autres défauts internes perturbent la circulation normale du courant au sein d’un module photovoltaïque. Lorsqu’une partie d’une cellule est ombragée, sa capacité à produire du courant diminue. Comme les cellules d’un module sont interconnectées électriquement, la zone concernée peut être placée en polarisation inverse, ce qui entraîne une dissipation locale de l’énergie électrique sous forme de chaleur. Si cet échauffement localisé se poursuit, les températures peuvent augmenter rapidement, accélérant la dégradation des matériaux et, dans les cas graves, provoquant des risques d’incendie.

La technologie AIKO ABC répond à ces risques grâce à deux avantages de conception majeurs.

• Une fonction de type diode by-pass au niveau de la cellule limite la surchauffe localisée

Les cellules AIKO ABC intègrent une fonction unique de type diode by-pass au niveau de la cellule, conçue pour améliorer la circulation du courant en cas d’ombrage partiel.

Lorsqu’une partie d’une cellule est ombragée, l’architecture offre des chemins de courant alternatifs qui redistribuent le courant autour de la zone concernée, au lieu de laisser les contraintes électriques et la dissipation de puissance se concentrer fortement en un seul point.

En réduisant la dissipation de puissance localisée, cette conception contribue à limiter une élévation excessive de la température des points chauds et à améliorer la sécurité thermique en cas d’ombrage partiel.

Cette différence de comportement thermique a également été illustrée lors d’une démonstration en direct à Intersolar Europe 2026. Dans des conditions d’éclairement et d’ombrage identiques, des modules ABC et TOPCon ont été comparés côte à côte, offrant une illustration visuelle directe de la réaction des deux technologies à un ombrage partiel.

• La technologie d’interconnexion en cuivre réduit les risques de points chauds liés aux microfissures

La technologie d’interconnexion en cuivre d’AIKO réduit elle aussi sensiblement le risque de points chauds liés aux microfissures. Contrairement à la métallisation classique à la pâte d’argent, qui contient généralement de la fritte de verre, les cellules AIKO ABC utilisent des grilles en cuivre pur directement liées au wafer de silicium.

Cette structure robuste à base de cuivre renforce nettement la ténacité et la résistance mécanique de la cellule, améliorant sa résistance aux microfissures et réduisant le risque associé de formation de points chauds.

Une protection qui va au-delà des points chauds d’origine interne

La sécurité incendie du photovoltaïque ne se limite pas à prévenir la surchauffe à l’intérieur du module. Les installations solaires peuvent également être exposées à des sources d’incendie externes, ce qui fait de la résistance à la flamme une autre dimension importante de la sécurité des modules. Lors des essais de résistance au feu selon la norme IEC, où les modules sont exposés à une flamme de 760 °C pendant 10 minutes, les modules bi-verre AIKO ABC ont obtenu la classe A, le plus haut niveau de résistance au feu, tandis que les modules TOPCon ont été classés en classe C, ce qui met en évidence l’écart de résistance à la flamme et de propagation du feu entre les deux technologies.

Vers un avenir solaire plus sûr et plus résilient

Alors que l’Europe accélère sa transition vers les énergies renouvelables, le rendement seul ne suffit plus. La sécurité thermique, la résistance au feu et la fiabilité à long terme prennent une place de plus en plus importante dans l’évaluation des technologies photovoltaïques de nouvelle génération. Dans ce contexte en évolution, la technologie AIKO ABC constitue une avancée plus large vers des solutions solaires alliant haute performance et sécurité accrue, au service d’un avenir énergétique plus résilient et plus durable.

Dès sa création en 2017, la Communauté d’agglomération Pays Basque a fait un choix résolu en faveur des énergies renouvelables pour le territoire et pour répondre à ses besoins. Elle coordonne en plus de sa consommation électrique les besoins de plusieurs partenaires via un groupement d’achat d’électricité qui inclus 16 communes du territoire et 31 autres partenaires. Le nouveau label VertVolt offre un outil pour les marchés publics de l’électricité et accompagne la mue du territoire vers les EnR.

Un label de référence pour une électricité verte

La Communauté d’agglomération s’est tournée vers l’ADEME en 2024, afin d’obtenir l’extension du label VertVolt aux offres d’EnR destinés aux personnes morales. Jusque-là, le label était réservé aux particuliers. Le 30 juin 2026, Volterres, un des fournisseurs de la Communauté d’agglomération, a reçu l’agrément VertVolt pour son offre d’électricité. Celui-ci assure que l’intégralité de l’énergie consommée est garantie d’origine française :

• Avec un mix énergétique diversifié (solaire, hydroélectricité et éolien) pour assurer la robustesse et la stabilité de l’approvisionnement tout au long de l’année ;
• Des centrales de production parfaitement identifiées, faisant l’objet de contrats d’achat direct entre le fournisseur et les producteurs.
• La traçabilité de l’adéquation entre la consommation réelle et la production EnR (au « pas de temps » 30 minutes).

Augmentation de 44% de la production solaire photovoltaïque

En 2026, la part d’énergie verte du groupement d’achat a presque doublé, passant de 35% en 2025 à 62% en 2026. Ce travail participe à l’atteinte de l’objectif du Plan Climat pour :

• Réduire de moitié les consommations énergétiques d’ici 2050 ;

• Couvrir 100 % des besoins énergétiques par des énergies renouvelables et locales.

Les résultats sont déjà là : recul de 4% de la consommation énergétique et forte progression des énergies renouvelables sur le territoire, avec une augmentation de 44% de la production solaire photovoltaïque et de 50% des pompes à chaleur entre 2019 et 2024.

L’installation s’appuiera sur l’architecture de produit « Flow Battery » non conteneurisée de Delectrik, adaptée aux applications à grande échelle dans les secteurs commercial, industriel et des services publics. Le système sera mis en service en 2027 au parc solaire de Khavda, qui devrait devenir le plus grand parc d’énergies renouvelables au monde, avec une capacité de production de 30 GW d’ici 2029. En 2025, l’entreprise avait déjà mis en service avec succès une version plus petite (3 MWh) d’un produit similaire à Greater Noida, chez NTPC.

Le Dr Vishal Mittal, fondateur et PDG de Delectrik, a déclaré : « Ce premier projet de batterie à flux à l’échelle industrielle constitue une étape décisive non seulement pour l’entreprise, mais aussi pour le pays tout entier. » Il s’agira du premier projet de système de stockage d’énergie par batterie (BESS) à grande échelle ne faisant pas appel au lithium à être mis en œuvre en Inde. Premier projet de cette envergure à être entièrement conçu, développé et fabriqué en Inde. Delectrik vise à atteindre un carnet de commandes d’au moins un GWh de capacité de batteries-débit au cours des 12 prochains mois en Inde, en Australie, dans les pays de l’ASEAN, en Afrique et dans quelques autres régions. La société a créé deux filiales détenues à 100 % : Delectrik Resources Pvt Ltd (DRPL) et Delectrik Esaas Pvt Ltd (DEPL), afin d’assurer l’intégration verticale des principales activités connexes. DRPL se lance dans les activités en amont de la production d’oxyde de vanadium et, à terme, dans l’enrichissement complet, y compris la détention d’actifs liés au vanadium. Dans le secteur de l’énergie en aval, DEPL prévoit de commencer à proposer des services de stockage d’énergie à ses clients commerciaux et industriels, notamment aux centres de données. »

Le stockage d’énergie à long terme est essentiel pour permettre l’intégration à grande échelle des énergies renouvelables dans le réseau électrique. Les technologies de stockage d’énergie sûres, sécurisées et durables, telles que les batteries à flux, joueront un rôle essentiel dans la réalisation des objectifs de transition énergétique

L’été est-il devenu la nouvelle saison des tensions électriques ? Le spread TB1 atteint 157 €/MWh en moyenne, son plus haut niveau depuis 2022. Le prix moyen de l’électricité s’établit à 95 €/MWh, près de 45 % au-dessus de la moyenne de l’année, un record estival depuis 2022.

Consommation soutenue, maintenance nucléaire, contrainte climatique et tensions géopolitique

Trois facteurs expliquent cette situation. Tout d’abord, la consommation est soutenue sous l’effet de la chaleur, avec des pointes à 56 GW. Ensuite, la disponibilité nucléaire est limitée à 46 GW durant les opérations de maintenance estivales, avec jusqu’à 6 GW supplémentaires indisponibles en raison de contraintes climatiques. Et enfin, les tensions géopolitiques liées au conflit en Iran ont porté le prix du gaz européen à 60 €/MWh. Les centrales à gaz, qui fixent le prix marginal lors des pics de consommation, ont ainsi fortement renchéri les prix de l’électricité. Il en résulte un été ressemblant désormais aux tendances hivernales sur les marchés électriques, avec des prix durablement élevés et une volatilité record.

« La volatilité n’est plus un phénomène hivernal mais une caractéristique de l’été » 

Les clients de Storio Energy bénéficient directement de cette évolution en valorisant la volatilité du marché au lieu de la subir. Le stockage permet de capter les périodes d’électricité abondante et peu chère pour restituer l’énergie lorsque les prix redeviennent élevés, renforçant ainsi la compétitivité des sites industriels. Depuis le début de l’année, le spread moyen atteint 128 €/MWh, soit plus du double du LCOS (Levelized Cost of Storage) des batteries, et de nombreux records battus. Dans ce contexte, les opportunités d’arbitrage offertes par les marchés de l’électricité continuent de progresser. Pour Jean-Yves Stephan, CEO & cofondateur de Storio Energy : “Juillet confirme un changement profond des marchés électriques. La volatilité n’est plus un phénomène hivernal. Elle devient une caractéristique de l’été. Les batteries permettent aujourd’hui aux industriels de transformer cette volatilité en un avantage économique tout en renforçant la résilience du système électrique.”

Cette installation de deux ombrières PV, portée par la Direction de la transition énergétique et du climat, avec l’appui de la Direction des bâtiments communautaires, s’inscrit dans la stratégie de développement des énergies renouvelables engagée par Limoges Métropole depuis janvier 2024, ainsi que dans les objectifs du Plan Climat Air Énergie Territorial (PCAET) et les engagements nationaux de lutte contre le changement climatique. Ce projet vise également à maîtriser durablement les coûts énergétiques grâce à une production locale, renouvelable et autoconsommée, contribuant ainsi à renforcer l’autonomie énergétique de Limoges Métropole.

Deux ombrières en structure bois mono‑pente utilisant des essences locales

Les travaux d’installation des ombrières photovoltaïques ont débuté le 27 octobre 2025 pour une durée de 22 semaines avec notamment la réalisation de tranchées drainantes, (conservation de la perméabilité du site et l’infiltration naturelle des eaux de pluie) ainsi que des travaux de transplantation des arbres initialement présents sur le parking, aux abords du gymnase voisin afin de préserver les essences existantes, d’améliorer l’esthétique globale du site et de renforcer à terme l’ombrage naturel des abords du bâtiment et des zones de stationnement. Ont suivi la pose de deux ombrières en structure bois mono‑pente, utilisant des essences locales, et l’installation de 693 modules d’une puissance unitaire de 450 Wc, soit une puissance totale de 311 kWc.

Une opération d’autoconsommation individuelle et collective patrimoniale

Au total, l’installation des deux ombrières photovoltaïques s’élève à 523 889 € TTC, dont 283 889 € sont financés par Limoges Métropole. Le projet bénéficie d’une subvention du Fonds vert, au titre du fonds d’accélération de la transition écologique dans les territoires, à hauteur de 240 000 €. La production électrique générée par cette centrale photovoltaïque alimente plusieurs bâtiments du patrimoine de Limoges Métropole, dans le cadre d’une opération d’autoconsommation individuelle et collective patrimoniale (injection prioritaire vers le Vélodrome, surplus à destination notamment du siège social de Limoges Métropole).