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).

Dans de nombreux départements, les Chambres d’agriculture ont élaboré des chartes afin de garantir des projets conciliant performance agricole, respect des territoires et création de valeur pour les exploitations. Elles accompagnent les agriculteurs dans la conception de leurs projets et veillent à ce que l’activité agricole demeure la priorité.

Une forte incertitude pour les exploitations agricoles

Les Chambres d’agriculture soutiennent également le photovoltaïque sur les bâtiments agricoles, un levier de modernisation des exploitations et de production d’énergie sans consommation supplémentaire de foncier. La loi APER avait permis de poser un cadre clair et exigeant, donnant de la visibilité aux agriculteurs et aux investisseurs. Des centaines de projets sont aujourd’hui engagés sur cette base. Les orientations envisagées pour les prochains appels d’offres de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) remettent cependant en cause cette dynamique. En réduisant les niveaux de soutien et en mettant l’agrivoltaïsme en concurrence sur le seul critère du prix, elles fragilisent la rentabilité des projets et créent une forte incertitude pour les exploitations agricoles.

« L’agrivoltaïsme est une innovation au service de l’agriculture »

Chambres d’agriculture France appelle le Gouvernement à revoir les évolutions annoncées et à garantir un cadre stable pour l’agrivoltaïsme et le photovoltaïque agricole, en sécurisant les projets engagés et en donnant rapidement de la visibilité sur les futurs appels d’offres. « L’agrivoltaïsme est une innovation au service de l’agriculture. Les agriculteurs se sont engagés dans cette voie parce que l’État leur a donné un cadre et des perspectives. Modifier aujourd’hui les règles économiques revient à fragiliser une filière naissante et des centaines de projets déjà engagés » s’inquiète Sébastien Windsor, président de Chambres d’agriculture France.

PS : Les files d’attente aux bornes cet été sont-elles un signal inquiétant pour la voiture électrique ?

Solal Botbol : Ces files d’attente racontent surtout une bonne nouvelle : l’électrique se banalise, y compris sur les grands trajets estivaux. En un an, la part des vacanciers qui prennent la route en voiture électrique est passée d’environ 5 % à 6-7 % lors des grands départs. Résultat : les bornes tournent à plein régime, avec 752 kWh consommés en moyenne par point de recharge en avril 2026, soit +68 % en un an, et 32,2 sessions mensuelles contre 22,4 auparavant. Le défi n’est donc plus de convaincre les Français de passer à l’électrique, mais d’accompagner une adoption qui va faire chaque jour un peu plus partie de notre quotidien, y compris pendant les vacances.

« Ces files d’attente racontent surtout une bonne nouvelle : l’électrique se banalise »

PS : Ce phénomène va-t-il devenir de plus en plus fréquent ?

SB : Il ne faut pas confondre un pic de fréquentation avec un problème structurel : le réseau de recharge fonctionne. L’été dernier, le taux de disponibilité des bornes sur autoroute dépassait 98,5 %, preuve que l’infrastructure tient ses promesses. Les tensions observées lors des grands chassés-croisés sont avant tout liées à quelques plages horaires et quelques zones particulièrement chargées. Avec une recharge rapide de 20 à 40 minutes contre quelques minutes pour un plein d’essence, l’enjeu est désormais d’apprendre à mieux répartir les usages pour éviter les embouteillages aux bornes.

PS : La France dispose-t-elle aujourd’hui d’un réseau de recharge bien réparti sur son territoire ?

SB : La France a franchi un cap majeur avec près de 198 000 points de recharge ouverts au public au 30 juin 2026, soit près de 290 bornes pour 100 000 habitants. Le sujet n’est donc pas un manque global d’infrastructures, mais leur répartition face aux pics de demande. Aujourd’hui, seulement 2 % des bornes publiques sont situées sur les autoroutes, contre 46 % dans les commerces et 32 % dans les parkings. Lors des grands départs, quelques axes concentrent des milliers de conducteurs au même moment : c’est cette concentration, plus qu’un déficit de réseau, qui crée les files d’attente.

« L’enjeu des prochaines années sera clairement d’accompagner le changement d’échelle de l’électrique »

PS : Les temps d’attente aux bornes ne sont-ils pas aussi liés à l’évolution de la technologie de recharge ?

SB : Le réseau français ne progresse pas seulement en quantité, mais aussi en qualité. Aujourd’hui, 12 % des points de recharge dépassent les 150 kW et permettent des arrêts beaucoup plus courts, tandis que nos autoroutes concentrent environ 4 400 prises ultrarapides. La réalité, c’est que nous sommes à un carrefour technologique et que nous allons passer d’une logique de recharge longue à une logique de pause optimisée de 20 à 40 minutes. Cela va mécaniquement réduire ce phénomène de files d’attente d’ici quelques années.

PS : Le réseau de recharge autoroutier sera-t-il capable de suivre la croissance rapide du véhicule électrique ?

SB : L’enjeu des prochaines années sera clairement d’accompagner le changement d’échelle de l’électrique. L’État prévoit de multiplier par cinq le nombre de bornes sur les autoroutes et routes nationales d’ici 2035, avec un objectif de 22 000 points de recharge pour les véhicules légers, contre environ 4 500 aujourd’hui sur les grands axes. Ces nouvelles infrastructures devront être à la hauteur des usages, avec des bornes de 150 kW capables de recharger un véhicule en 20 à 25 minutes, pour assurer la rotation rapide des véhicules. 

PS : Quels sont les bons réflexes pour éviter les files d’attente aux bornes sur l’autoroute cet été ?

SB : Voyager en électrique sur de longues distances demande surtout un peu d’anticipation. Réflexe N°1 : consulter les prévisions de trafic. Réflexe N°2 : éviter les heures de pointe. Réflexe N°3 : recharger seulement jusqu’à 80 % car il faut autant de temps pour recharger sa batterie jusqu’à 80 % que pour recharger les 20 % restants. Réflexe N°4 : vérifier la disponibilité des bornes en temps réel et les temps d’attente annoncés. Enfin, réflexe N°5 : adopter un comportement responsable et libérer sa place dès que la recharge est terminée. En effet, une borne n’est pas une place de stationnement. D’ailleurs, le Code de la route considère comme un stationnement gênant le fait d’occuper une borne sans recharger, avec une amende de 35 € à la clé. De leur côté, certains opérateurs ajoutent des frais de surstationnement pour les utilisateurs qui laisseraient leur véhicule branché au-delà du temps nécessaire. Libérer rapidement sa borne, c’est donc contribuer à fluidifier la recharge pour tous et s’éviter des pénalités financières inutiles. 

En ligne avec sa stratégie Integrated Power en Europe visant à se concentrer sur certains marchés dérégulés, telle qu’illustrée par la transaction récente avec EPH, et avec son modèle d’affaires d’optimisation de l’allocation de capital dans les énergies renouvelables, TotalEnergies annonce la signature de deux transactions en Europe :

• L’acquisition d’un portefeuille renouvelable de 4 GW auprès de Shell, dont 500 MW d’actifs solaires et éoliens en opération ou en construction.

TotalEnergies a signé un accord avec Shell pour l’acquisition de l’ensemble de ses activités renouvelables terrestres en Europe, incluant 500 MW d’actifs solaires et éoliens en opération ou en construction principalement situés en Italie et aux Pays-Bas et 3,5 GW de pipeline de projets solaires, éoliens et de stockage par batterie en Italie, au Royaume-Uni et en Espagne.  Ce portefeuille d’actifs sera détenu à 100 % par TotalEnergies à l’issue de la transaction dont la finalisation, prévue d’ici la fin 2026, reste soumise à l’approbation des autorités compétentes. Cette transaction vient compléter les activités de production d’électricité de TotalEnergies dans ces quatre marchés clés pour le déploiement de sa stratégie Integrated Power en Europe, notamment son portefeuille d’actifs renouvelables en Europe qui s’élève à près de 10 GW de capacités brutes installées ou en construction et 27 GW en développement.

• La cession à KKR de 50 % d’un portefeuille d’actifs renouvelables, déjà largement développés, de 1,2 GW en France pour une valeur d’entreprise de 1,8 milliard d’euros.

Confirmant sa capacité à exécuter année après année les cessions partielles conformément à son modèle d’affaires dans les renouvelables, TotalEnergies a signé un accord avec un fonds d’assurance géré par KKR, société d’investissement de premier plan, pour la vente de 50 % d’un portefeuille d’actifs solaires et éoliens terrestres de 1,2 GW en Europe. La valeur d’entreprise du portefeuille s’élève à 1,8 milliard d’euros. La transaction porte sur un portefeuille d’actifs en Allemagne, Espagne, France et Pologne. L’électricité produite par ces actifs est déjà vendue à des tiers ou sera commercialisée par TotalEnergies. TotalEnergies conservera une participation de 50 % dans ces actifs qu’elle continuera d’opérer après la finalisation de la transaction, prévue en 2026 et soumise aux conditions habituelles. « Conformément à notre stratégie, ces deux transactions nous permettent d’optimiser notre allocation de capital dans les énergies renouvelables et de poursuivre la mise en œuvre de la stratégie Integrated Power. L’acquisition des actifs renouvelables terrestres de Shell en Europe nous permet de conforter nos positions de production d’électricité dans certains marchés clés dérégulés en Europe et de poursuivre la mise en œuvre de notre stratégie intégrée sur la chaîne de valeur de l’électricité en complétant la production flexible des centrales électriques à gaz de TTEP, notre coentreprise avec EPH, notamment en Italie, aux Pays-Bas et au Royaume-Uni », confie Stéphane Michel, Directeur général Gas, Renewables & Power chez TotalEnergies. « Par ailleurs, avec cet accord avec KKR, nous démontrons une nouvelle fois notre capacité à mettre en œuvre notre business model dans les énergies renouvelables pour qu’Integrated Power atteigne un ROACE de 12 % à horizon 2030 ».