PV Solaire Énergie

Catégorie : Actualités de l’industrie solaire photovoltaïque

  • La vision énergétique de Jordan Bardella : Nucléaire, souveraineté et réindustrialisation

    La vision énergétique de Jordan Bardella : Nucléaire, souveraineté et réindustrialisation

    La vision énergétique de Jordan Bardella : Nucléaire, souveraineté et réindustrialisation

    À l’approche des débats parlementaires sur la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE), Jordan Bardella, président du Rassemblement National, a exposé sa ligne politique énergétique lors d’un entretien sur LCI. Son discours articule une critique ferme des énergies renouvelables intermittentes, un plaidoyer assumé pour le nucléaire civil et une nouvelle inflexion notable concernant l’industrie solaire, le tout dans une perspective de souveraineté nationale et de réindustrialisation.

    Une critique de la PPE : Opacité, coûts et intermittence

    Jordan Bardella a d’emblée critiqué la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE), l’estimant opaque et excessivement coûteuse. Il a avancé le chiffre de 300 milliards d’euros, accusant le gouvernement de dissimuler la « facture réelle » de la transition. Selon lui, le développement massif des énergies renouvelables intermittentes, notamment l’éolien, a fragilisé le système électrique français.

    Son argument central repose sur l’interaction entre éolien et nucléaire. Il dénonce une organisation « inefficiente » où la production des réacteurs nucléaires doit être constamment modulée pour compenser l’intermittence du vent, générant selon lui des « coûts cachés » substantiels. Cette critique s’inscrit dans une opposition de longue date du RN à l’énergie éolienne terrestre.

    Le nucléaire comme pilier de la souveraineté énergétique

    Face à ces critiques, Bardella propose une stratégie énergétique recentrée sur le nucléaire, présenté comme la garantie historique d’une électricité abondante, décarbonée et compétitive. Son programme repose sur trois piliers :

    • Prolongation du parc existant : Allonger la durée de vie des réacteurs jusqu’à 80 ans, sous le contrôle de l’Autorité de Sûreté Nucléaire (ASN).
    • Nouveaux réacteurs : Lancer sans délai la construction de nouveaux réacteurs, de type EPR2 ou SMR (Small Modular Reactors).
    • Grands projets et souveraineté : Renouer avec une « culture des grands projets » industriels. Il cite la fermeture de la centrale de Fessenheim et l’abandon du réacteur nucléaire de quatrième génération Astrid comme des « erreurs stratégiques majeures ».

    Concrètement, il promet, en cas d’accession au pouvoir, de fixer un prix régulé de l’électricité à 50 €/MWh, correspondant selon lui au coût historique du nucléaire, pour soulager ménages et entreprises. Son premier déplacement officiel serait à Bruxelles pour défendre cette politique et réaffirmer la souveraineté énergétique française face aux règles du marché européen.

    Un fonds souverain pour la réindustrialisation

    La politique énergétique de Bardella s’inscrit dans un projet économique plus large. Il plaide pour la création d’un « fonds souverain » destiné à financer la réindustrialisation, les relocalisations et l’innovation technologique, notamment dans le secteur énergétique. L’énergie n’est donc pas vue comme une simple commodité, mais comme un levier central de compétitivité et de croissance, condition d’un « paradis énergétique » français.

    Une inflexion notable sur le solaire photovoltaïque

    L’élément le plus nouveau de son discours concerne le solaire. Traditionnellement associé à l’éolien dans la critique RN des énergies intermittentes, le photovoltaïque fait l’objet d’une distinction inédite. Bardella a explicitement regretté la perte de la filière industrielle française dans ce domaine.

    « Si on l’avait fait sur les panneaux solaires, on aurait encore une filière de photovoltaïque en France et on ne serait pas contraint de dépendre des productions chinoises », a-t-il déclaré, plaidant pour un « protectionnisme intelligent ». Cette déclaration marque un glissement sémantique et politique important : le solaire n’est plus seulement une énergie intermittente, mais aussi le symbole d’une filière industrielle perdue et d’une dépendance stratégique, en l’occurrence vis-à-vis de la Chine qui domine la chaîne de valeur solaire mondiale.

    Cette nuance ouvre la porte à un possible soutien, au nom de la souveraineté industrielle et de la réduction des dépendances, à une relocalisation partielle de la production de panneaux solaires, même si le socle programmatique du RN reste fondamentalement ancré sur le nucléaire comme colonne vertébrale du mix électrique.

    Conclusion : Une ligne claire avec une nuance stratégique

    La ligne énergétique de Jordan Bardella se veut un retour aux fondamentaux : le nucléaire civil comme garant de l’indépendance, de la compétitivité et de la décarbonation. Elle s’accompagne d’une critique frontale de la politique énergétique actuelle et de l’intermittence des renouvelables, principalement éoliennes. La nouveauté réside dans le traitement distinct du solaire photovoltaïque, abordé sous l’angle industriel et géostratégique plutôt que sous le seul prisme technique de l’intermittence. Cette évolution reflète peut-être une adaptation aux enjeux contemporains de souveraineté industrielle et de diversification des approches dans la transition énergétique.

  • Reden et s.h.i. holding lancent 250 mw de stockage par batteries en italie

    Reden et s.h.i. holding lancent 250 mw de stockage par batteries en italie

    Dans une étape majeure pour la transition énergétique italienne, le développeur international REDEN a officialisé un partenariat stratégique de co-développement avec l’acteur local S.H.I. Holding. Cet accord vise à construire un portefeuille de projets de stockage d’énergie par batteries (BESS) d’une capacité totale de 250 MW dans le sud de l’Italie. Cette initiative soutient directement les objectifs nationaux italiens, qui visent à déployer entre 7 et 12 GW de capacités de stockage d’ici 2030 pour sécuriser son réseau électrique.

    Un projet stratégique pour la résilience du réseau italien

    Les systèmes de stockage par batteries, entièrement autonomes, seront conçus pour stocker l’énergie sur des durées allant jusqu’à huit heures. Cette flexibilité est cruciale pour le réseau électrique moderne : elle permet d’absorber l’excédent de production, notamment issu des énergies renouvelables intermittentes comme le solaire et l’éolien, lorsque la demande est faible, et de la restituer lors des pics de consommation. Ce mécanisme est essentiel pour stabiliser le réseau et en garantir la sécurité, tout en facilitant l’intégration d’une plus grande part d’énergies vertes.

    Les réactions des dirigeants

    Rémi Biron, Head of Energy Storage chez REDEN, a déclaré : « Le stockage par batteries est devenu indispensable dans le mix énergétique. Avec ce portefeuille de 250 MW, REDEN démontre sa capacité à déployer des solutions de longue durée, capables d’équilibrer les variations de production et de renforcer la résilience du réseau européen. »

    Du côté italien, Francesco Angeloro, CEO de S.H.I. Holding, a rappelé l’ambition nationale : « Grâce à notre coopération avec REDEN, nous serons en mesure de proposer des solutions performantes, durables et respectueuses des territoires, au service des objectifs nationaux. »

    Renforcer une présence de long terme en italie

    Pour REDEN, cet accord représente bien plus qu’un simple projet ; il s’agit d’une expansion stratégique de ses activités. Pierluigi Vecchia, Directeur Développement de REDEN en Italie, l’a confirmé : « C’est l’ouverture d’un nouveau chapitre pour REDEN sur le territoire : combiner stockage et solaire à grande échelle confirme notre ambition d’être un acteur clé de ces deux secteurs. Nous participerons activement aux prochaines enchères MACSE (Mécanisme d’Approvisionnement en Capacité de Stockage Électrique). »

    Ce partenariat s’appuie sur les atouts complémentaires des deux groupes : l’expertise technique et le portefeuille international de REDEN, alliés à la connaissance approfondie du marché local et aux vingt ans d’expérience de S.H.I. Holding dans les énergies renouvelables en Italie.

    Un consortium d’experts pour un partenariat solide

    La conclusion de cet accord a été accompagnée par un consortium d’experts, garantissant sa robustesse juridique et financière. Les sociétés Montana SpA, Green Horse Legal and Financial, Elemens et le cabinet juridique international DLA Piper ont apporté leur soutien tout au long du processus de contractualisation. Ce cadre solide assure une mise en œuvre optimale des projets à venir, qui contribueront significativement à la transition énergétique européenne.

  • Le projet Ayémé : une centrale solaire historique pour la transition énergétique du Gabon

    Le projet Ayémé : une centrale solaire historique pour la transition énergétique du Gabon

    Le Gabon, dont le mix énergétique repose principalement sur l’hydroélectricité et le thermique, vient de franchir une étape majeure vers la diversification de ses sources d’énergie. Le projet de centrale solaire photovoltaïque de Plaine Ayémé, situé à environ 30 kilomètres de Libreville, représente la première infrastructure solaire à grande échelle du pays. Ce projet structurant, qui bénéficie d’un financement de 28 millions d’euros, est un pilier de la stratégie Vision Gabon 2030 et marque un tournant décisif dans la transition énergétique nationale.

    Un financement stratégique pour une énergie verte

    Le financement de la première phase du projet a été conclu entre le producteur d’électricité gabonais SOLEN SA (détenu par le groupe Equitane) et un consortium de prêteurs composé d’AFRIGREEN Debt Impact Fund et de BGFIBank. Le cabinet d’avocats international De Gaulle Fleurance a conseillé les institutions financières dans cette opération complexe, structurée à la fois en francs CFA et en euros. Ce partenariat illustre la confiance croissante des investisseurs dans les infrastructures durables en Afrique.

    Les acteurs clés du projet Ayémé

    Plusieurs entités de premier plan sont impliquées dans la réussite de cette initiative :

    SOLEN SA : Producteur indépendant d’électricité, chargé du développement, de la construction et de l’exploitation de la centrale.

    AFRIGREEN : Un fonds d’investissement dédié au financement d’infrastructures énergétiques durables en Afrique.

    BGFIBank : Une banque régionale majeure, basée au Gabon, qui joue un rôle crucial dans le financement de projets locaux.

    L’État gabonais, via un contrat d’achat d’électricité (PPA) de 25 ans avec SOLEN SA, garantit la viabilité économique du projet.

    Capacité et impact du projet solaire gabonais

    Le projet complet prévoit une centrale d’une capacité de 60 MW, couplée à un système de stockage par batterie (BESS) de 30 MWh, développé en deux phases distinctes.

    La phase 1 : une première étape concrète

    Le financement actuel de 28 millions d’euros est destiné à la construction de la première phase. Celle-ci comprend :

    – Une capacité de production solaire de 30 mégawatts (MW).

    – Un système de stockage par batterie de 8 MWh.

    Cette phase initiale permettra déjà de valoriser le fort potentiel solaire du Gabon en injectant une électricité propre, fiable et compétitive dans le réseau national, géré par la Société d’Énergie et d’Eau du Gabon (SEEG).

    Bénéfices pour le Gabon et sa capitale

    L’impact de la centrale Ayémé sera significatif à plusieurs niveaux :

    Renforcement de l’autosuffisance énergétique : Le projet réduira la dépendance aux énergies fossiles et diversifiera le mix électrique.

    Soutien au réseau de Libreville : Il contribuera à soulager le système électrique de la capitale, confronté à une demande croissante, améliorant ainsi la stabilité et la sécurité d’approvisionnement.

    Contribution aux objectifs climatiques : En produisant une énergie décarbonée, le Gabon avance concrètement vers ses engagements de réduction des émissions de gaz à effet de serre, dans la lignée des accords internationaux sur le climat.

    Une avancée majeure pour l’Afrique centrale

    Ce projet est emblématique de la dynamique de transition énergétique en cours sur le continent africain. Comme le souligne Sylvie Perrin, avocate associée chez De Gaulle Fleurance : « Cette opération illustre la montée en puissance des projets d’infrastructures énergétiques durables en Afrique centrale. Nous sommes fiers d’avoir accompagné les prêteurs dans une opération structurante qui contribue concrètement à la transition énergétique du Gabon. »

    Le projet Ayémé sert ainsi de modèle pour le développement futur de centrales solaires à grande échelle dans la région, attirant les investissements et le savoir-faire nécessaires à la croissance verte.

  • Assú Sol : Engie inaugure son plus grand parc solaire mondial au Brésil avec 753 MW

    Le géant français de l’énergie Engie a officiellement mis en service le complexe photovoltaïque Assú Sol, un projet d’envergure situé dans l’État du Rio Grande do Norte, au nord-est du Brésil. Avec une capacité installée de 753 mégawatts (MW), cette infrastructure devient le plus grand parc solaire opéré par le groupe dans le monde, marquant une étape majeure dans le développement de ses énergies renouvelables en Amérique latine.

    Un projet colossal pour renforcer le réseau brésilien

    L’achèvement du complexe Assú Sol en décembre 2025 couronne deux ans et demi de travaux réalisés dans les délais et le budget impartis, pour un investissement total de 3,3 milliards de réais (environ 542 millions d’euros). Ce méga-projet s’étend sur 2 344 hectares et se compose de 16 centrales solaires interconnectées, équipées de plus de 1,5 million de modules photovoltaïques. Pour relier cette puissance au réseau, Engie a déployé pas moins de 12 000 kilomètres de câbles et construit 53 kilomètres de voies d’accès internes, assurant ainsi la robustesse et la maintenance du site.

    Une stratégie d’ancrage durable au Brésil

    Le Brésil constitue un marché stratégique pour Engie, qui y exploite désormais une capacité renouvelable de 15,7 gigawatts (GW), incluant des actifs hydroélectriques, éoliens terrestres et solaires. Le groupe ne se contente pas de développer des sites de production ; il renforce également les infrastructures de transport d’électricité pour accompagner la transition énergétique du pays. Ces investissements s’inscrivent dans une dynamique plus large de décarbonation et de sécurité énergétique, soutenue par la politique brésilienne en faveur des renouvelables. Pour en savoir plus sur le mix énergétique brésilien, vous pouvez consulter le site du Ministère brésilien des Mines et de l’Énergie (EPE).

    Développement des réseaux de transport d’électricité

    Parallèlement à Assú Sol, Engie poursuit d’ambitieux projets d’infrastructures. Dans l’État de Bahia, le groupe a mis en service un tronçon de 334 kilomètres intégré au réseau de transport Asa Branca, qui devrait à terme s’étendre sur plus de 1 000 kilomètres. De plus, le projet Graúna prévoit la construction de 780 kilomètres de lignes de transport entre les États du Paraná et de Santa Catarina. Ces développements sont essentiels pour évacuer l’énergie produite par les parcs renouvelables et l’injecter de manière fiable dans le réseau national, contribuant ainsi à la stabilité du système électrique brésilien. Les enjeux de l’intégration des renouvelables aux réseaux électriques sont détaillés par l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE).

    Les implications pour la transition énergétique

    La mise en service du parc Assú Sol représente une contribution significative à la production d’énergie propre au Brésil. En exploitant l’ensoleillement exceptionnel du nord-est du pays, ce projet permet d’éviter l’émission de centaines de milliers de tonnes de CO2 chaque année. Il illustre la volonté d’Engie d’accélérer ses investissements dans les énergies renouvelables à l’échelle mondiale, conformément à ses objectifs de neutralité carbone. Cette réalisation renforce également la position du Brésil comme l’un des leaders mondiaux des énergies vertes, avec une croissance continue de sa capacité solaire et éolienne. Pour suivre l’évolution du secteur des énergies renouvelables, le Portail de l’Agence Internationale pour les Énergies Renouvelables (IRENA) offre des données et analyses précieuses.

  • La Malaisie freine l’expansion des centres de données pour sécuriser son réseau électrique

    Le gouvernement malaisien a annoncé des restrictions significatives sur le développement de nouveaux centres de données, motivées par des préoccupations urgentes concernant la pression sur le réseau électrique national et les ressources en eau. Cette décision stratégique, révélée par le Premier ministre Datuk Seri Anwar Ibrahim, vise à protéger les consommateurs domestiques et à garantir la stabilité énergétique du pays, tout en orientant son développement numérique vers des projets à haute valeur ajoutée.

    Un moratoire ciblé pour protéger les ressources nationales

    Lors d’une séance parlementaire, le Premier ministre Anwar Ibrahim a confirmé que le gouvernement avait déjà restreint l’implantation de nouveaux centres de données qui ne sont pas liés au développement de l’intelligence artificielle (IA). Ces restrictions, qui devraient rester en vigueur pendant une période pouvant aller jusqu’à deux ans, répondent aux inquiétudes concernant la consommation massive d’électricité et d’eau de ces infrastructures. L’objectif est clair : réduire la pression immédiate sur les infrastructures critiques tout en planifiant un développement durable.

    Cette approche contraste avec la croissance effrénée observée dans d’autres régions et place la Malaisie dans une position de gestion proactive de ses ressources. Pour comprendre l’impact énergétique global des data centers, des organisations comme l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE) fournissent des analyses et des données précieuses sur la consommation énergétique du secteur numérique.

    Une exception pour l’intelligence artificielle et une vision à long terme

    Le gouvernement malaisien opère toutefois une distinction cruciale. Les projets de centres de données directement liés à l’IA et aux technologies de pointe bénéficieront d’un traitement préférentiel et verront leurs autorisations facilitées. Cette nuance révèle une stratégie industrielle ciblée : attirer les investissements high-tech tout en filtrant les projets moins spécialisés.

    Pour pallier les défis structurels, le Premier ministre a évoqué des solutions régionales ambitieuses. Il a notamment mentionné le projet d’interconnexion via le Réseau électrique de l’ASEAN, qui vise à créer un marché régional de l’électricité d’ici 2045. « Le Réseau électrique de l’ASEAN est en cours de déploiement du Vietnam vers la Malaisie péninsulaire et Singapour, et il est également prévu d’acheminer de l’énergie du Sarawak vers la péninsule et Singapour », a-t-il déclaré. Des projets d’acheminement d’électricité depuis l’État du Sarawak, riche en hydroélectricité, vers la péninsule sont également à l’étude.

    Un cadre législatif dédié à l’ia en préparation

    Pour encadrer ce développement sélectif, un projet de loi spécifique aux centres de données d’IA est en cours de rédaction au ministère du Numérique. Selon le gouvernement, ce texte « représente une nouvelle approche et un nouvel effort pour le pays » et détaillera les questions de responsabilité et d’usage éthique de l’IA, impliquant à la fois les développeurs et les utilisateurs. Ce cadre législatif en devenir souligne la volonté de la Malaisie de se positionner comme un acteur responsable dans l’écosystème mondial de l’IA.

    Contexte régional : la malaisie, un marché en forte croissance

    Cette décision intervient dans un contexte de boom du marché des data centers en Malaisie. La région de Johor, en particulier, est devenue le pôle à la croissance la plus rapide en Asie du Sud-Est, et devrait représenter environ 60% de la capacité nationale d’ici 2030, selon une analyse du cabinet White & Case. Ce dynamisme a été en partie alimenté par le moratoire qu’avait imposé Singapour sur les nouveaux projets entre 2019 et 2022, redirigeant les investissements des hyperscalers (géants du cloud) vers la Malaisie.

    Malgré la levée du moratoire à Singapour, la Malaisie conserve des atouts compétitifs majeurs : une importante disponibilité foncière, des coûts de construction avantageux et des tarifs d’électricité compétitifs. La nouvelle politique restrictive cherche ainsi à canaliser cette croissance pour qu’elle soit compatible avec les capacités et les priorités énergétiques nationales, tout en saisissant les opportunités liées à la révolution de l’IA.

  • Le soutien public aux énergies renouvelables évolue : vers une baisse des coûts unitaires

    Un rapport de la Direction générale du Trésor, publié en février 2024, analyse en profondeur les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables électriques (EnR) en France. Il confirme leur rôle indispensable pour atteindre les objectifs climatiques et de souveraineté énergétique, tout en anticipant une transformation majeure : une baisse significative du coût unitaire du soutien public pour les nouvelles installations, grâce aux progrès technologiques et à la compétitivité accrue des filières.

    Un mix énergétique bas carbone fondé sur la complémentarité

    Le rapport souligne que la hausse nécessaire des capacités de production d’électricité décarbonée repose sur une alliance stratégique entre les énergies renouvelables et le nucléaire. Cette complémentarité est cruciale pour répondre à l’augmentation prévue de la consommation d’électricité dans la décennie à venir. Les délais de développement plus courts des projets EnR (entre 3 et 7 ans) permettent une mise en service rapide, tandis que le nucléaire assure une production pilotable et décarbonée sur le long terme. Cette vision s’inscrit dans la stratégie nationale d’électrification des usages et de décarbonation du système énergétique, telle que portée par la Stratégie Française pour l’Énergie et le Climat.

    Le complément de rémunération, dispositif de soutien dominant

    Le paysage du soutien public a évolué. L’historique obligation d’achat, qui garantissait un prix fixe, a largement cédé la place au complément de rémunération. Ce dispositif, qui représente 70% des contrats engagés sur 2023-2024, verse aux producteurs un complément lorsque le prix de marché est inférieur à un niveau de référence. S’il expose davantage les porteurs de projet aux fluctuations du marché de l’électricité, il est aussi moins coûteux pour la collectivité.

    Un coût de soutien en baisse pour les nouvelles installations

    En 2025, le coût moyen du soutien public via le complément de rémunération est estimé à 27 € par MWh, soit plus de quatre fois moins que celui généré par les anciens contrats en obligation d’achat. L’étude projette une baisse continue de ce coût unitaire jusqu’en 2035. La raison principale est la chute spectaculaire des coûts de production des technologies renouvelables. Ainsi, le coût complet de production (incluant l’investissement et l’exploitation) des nouvelles installations solaires et éoliennes soutenues devrait passer d’environ 120 €/MWh aujourd’hui à 80 €/MWh en 2035. Cette amélioration de la compétitivité se traduit mécaniquement par un besoin de soutien public moins élevé par MWh produit.

    Perspectives et enjeux pour la transition énergétique

    Cette évolution vers un soutien public moins onéreux par unité d’énergie produite est une excellente nouvelle pour la transition énergétique. Elle permet d’envisager un déploiement massif des EnR à un coût global maîtrisé pour les finances publiques. Elle démontre également la maturité croissante des filières renouvelables, qui deviennent de plus en plus autonomes face aux mécanismes de marché. Pour les investisseurs, cette trajectoire offre une visibilité sur la rentabilité future des projets, même si la volatilité des prix de marché reste un facteur de risque à prendre en compte dans les modèles économiques.

  • Le marché des ppa en france : transition, risques et perspectives d’évolution

    Le marché des ppa en france : transition, risques et perspectives d’évolution

    Le marché des Contrats d’Achat d’Électricité (PPA) en France et en Europe traverse une phase de transition critique. Après des années de croissance soutenue, le rythme des signatures ralentit, principalement en raison d’un déséquilibre entre l’offre et la demande et d’une complexité accrue des risques. Une compréhension approfondie de ces dynamiques est essentielle pour débloquer le potentiel des PPAs et accélérer la transition énergétique.

    Le ralentissement du marché et la complexification des risques

    Après un CAGR (taux de croissance annuel composé) proche de 65% entre 2022 et 2024, le nombre de PPAs signés en Europe a reculé d’environ 35% en 2025. Ce retournement s’explique par un contexte de prix de gros relativement bas et stables, réduisant l’attrait immédiat de la couverture de prix pour les acheteurs industriels. Parallèlement, la montée en puissance des prix négatifs et une incertitude géopolitique persistante ont rendu les négociations plus longues et exigeantes.

    Au cœur de cette complexité se trouve la gestion des risques, notamment pour les VPPAs (PPAs virtuels) transfrontaliers. Ces contrats, souvent présentés comme une solution unique pour couvrir des consommations réparties dans plusieurs pays, exposent l’acheteur à un Basis Risk significatif.

    Le défi des vppas transfrontaliers et du basis risk

    Un VPPA transfrontalier est un instrument financier de type contrat pour différence (CFD). Son principe est simple : un industriel signe un contrat unique avec un producteur d’énergie renouvelable situé dans un pays (ex. : l’Espagne) pour couvrir symboliquement sa consommation dans plusieurs pays européens. Cela lui permet de simplifier les démarches et de récupérer des Garanties d’Origine (GO) pour sa stratégie de décarbonation.

    Cependant, le prix fixe du VPPA est indexé sur le marché de production (espagnol), et non sur les marchés de consommation de l’industriel (France, Allemagne, etc.). La différence entre ces indices de prix constitue le Basis Risk. En pratique, cela peut conduire à une situation où, malgré le PPA, la facture énergétique finale de l’entreprise ne correspond pas aux attentes, car la couverture financière n’est pas parfaitement alignée sur ses coûts physiques réels. Ce risque, couplé au risque de volume (pour les contrats « Pay-As-Produced »), a érodé la confiance de certains acheteurs, notamment ceux dépourvus d’une équipe dédiée à la gestion de l’énergie.

    Les leviers pour relancer le marché des ppas

    Face à ces défis, l’écosystème s’adapte. La clé pour redynamiser le marché réside dans une meilleure structuration des offres et une approche plus sophistiquée de la gestion des risques.

    L’évolution des produits : vers des ppas structurés et hybrides

    Pour répondre aux besoins spécifiques des acheteurs, les développeurs et producteurs indépendants d’électricité (IPP) innovent. On observe une nette tendance vers :

    • Des profils de livraison adaptés : abandon progressif du simple « Pay-As-Produced » au profit de profils fixes, de bandeaux (Baseload) mensuels ou annuels, mieux alignés sur la consommation réelle des sites industriels.
    • L’hybridation des technologies : les offres combinent désormais solaire, éolien, et surtout stockage par batteries (BESS). Ce dernier est devenu un élément clé pour lisser la production, gérer les prix négatifs et créer des produits de couverture plus stables et attractifs. L’Agence Internationale de l’Énergie souligne le rôle crucial du stockage dans l’intégration des renouvelables.
    • La priorité aux PPAs physiques et nationaux : pour simplifier la gestion opérationnelle et comptable, les acheteurs industriels privilégient de plus en plus les contrats physiques dans leur pays de consommation, réduisant ainsi l’exposition au Basis Risk transfrontalier.

    Une négociation équilibrée et une vision long terme

    La réussite d’un PPA repose sur un partenariat gagnant-gagnant. Des clauses trop déséquilibrées en faveur de l’acheteur (comme la non-paiement lors des prix négatifs ou des conditions de résiliation trop larges) peuvent compromettre le financement bancaire du projet et, in fine, sa réalisation. Les deux parties partagent des objectifs communs fondamentaux :

    • Pour l’acheteur : sécuriser un prix compétitif à long terme et décarboner son mix énergétique.
    • Pour le vendeur/développeur : garantir des revenus prévisibles pour assurer le financement et la construction de nouveaux parcs renouvelables.

    Une négociation transparente et une compréhension mutuelle des contraintes (marché, régulation, technique) sont donc indispensables. Le Plan National Intégré Énergie-Climat (PNIEC) français fournit un cadre réglementaire essentiel pour orienter ces investissements.

    Conclusion : un marché en maturation qui nécessite de l’expertise

    Le marché des PPAs n’est pas à l’arrêt ; il se mature. Il évolue d’une logique de produit standardisé vers une approche sur-mesure, intégrant la gestion avancée des risques et la flexibilité technologique. La reprise de l’activité passera par :

    1. Une éducation accrue des acheteurs sur les risques (Basis, volume, crédit).
    2. L’émergence d’équipes internes dédiées à la gestion de l’énergie.
    3. L’adaptation des banques et des investisseurs à ces nouvelles structures de contrats.
    4. Le travail des « structurateurs » pour concevoir des produits innovants et compétitifs.

    Si les VPPAs transfrontaliers garderont une pertinence dans des cas spécifiques, l’avenir immédiat semble appartenir aux PPAs physiques, nationaux et hybrides, offrant une couverture plus robuste et une contribution plus directe à la sécurité énergétique et à la décarbonation de l’industrie européenne.

  • L’agrivoltaïsme s’impose au Salon de l’agriculture avec des partenariats stratégiques

    Agrivoltaïsme au Salon de l’Agriculture : Partenariats et Développement Durable

    Le Salon International de l’Agriculture confirme année après année son rôle de vitrine essentielle pour l’agrivoltaïsme. Cette pratique, qui concilie production agricole et production d’énergie solaire sur une même parcelle, y gagne en visibilité et en maturité. L’édition 2024 a été le théâtre d’annonces majeures, illustrant la dynamique de collaboration entre le monde agricole et celui des énergies renouvelables pour une transition écologique et économique pérenne.

    Un partenariat structurant entre Cérèsia et TSE

    Parmi les annonces phares, la coopérative agricole Cérèsia et le producteur d’énergies renouvelables TSE ont officialisé un partenariat ambitieux. L’objectif est de développer 250 MWc de projets agrivoltaïques d’ici 2030 sur le territoire de la coopérative, active dans le nord-est de la France. Une société dédiée sera créée pour piloter le développement et l’exploitation de ces installations.

    Ce modèle assure une complémentarité des expertises à chaque étape (développement, construction, exploitation) et garantit un partage équitable des retombées. Les adhérents de la coopérative bénéficieront directement des revenus générés, tandis que les collectivités locales profiteront des taxes et impôts liés à ces infrastructures, créant ainsi de la valeur pour l’ensemble du territoire.

    TotalEnergies et InVivo renforcent leur engagement pour les grandes cultures

    Le partenariat entre TotalEnergies et le groupe coopératif InVivo, initié en 2020, a été renouvelé. Il se concentre sur le déploiement de modèles agrivoltaïques au service de la performance économique et de la résilience climatique des exploitations, en garantissant toujours la primauté de l’usage agricole des sols.

    Leur travail s’appuie notamment sur le démonstrateur de Valpuiseaux (Essonne), l’un des rares projets en grandes cultures. Opérationnel depuis 2022 et équipé de panneaux bifaciaux verticaux, ce site permet d’étudier scientifiquement l’impact des installations sur les rendements agricoles, la biodiversité et le microclimat, notamment la préservation de la ressource en eau.

    Une charte nationale pour un agrivoltaïsme ovin vertueux

    La Fédération Nationale Ovine (FNO) promeut une approche responsable avec sa charte pour le développement de projets agrivoltaïques ovins. Après TSE, c’est au tour de Solveo Energies de s’engager en la signant. Cette charte va au-delà du cadre réglementaire défini par le décret agrivoltaïque de 2023.

    Elle impose des exigences strictes pour le bien-être de l’élevage :

    • Conduite effective du pâturage sous les panneaux.
    • Plafonnement des surfaces clôturées (30% max de l’exploitation, 50 ha max).
    • Partage de la valeur garantissant au minimum 50% des revenus à l’éleveur exploitant.
    • Des recommandations techniques précises (hauteur des tables, espacement, abreuvement) pour concilier sereinement activité pastorale et production d’énergie.

    L’agrivoltaïsme, un pilier de la double transition agricole et énergétique

    La présence accrue de l’agrivoltaïsme au Salon de l’Agriculture n’est pas anecdotique. Elle reflète une évolution profonde des modèles agricoles face aux défis du changement climatique et de la souveraineté énergétique. Ces partenariats annoncés montrent une volonté de construire des projets co-construits, ancrés localement et créateurs de valeur partagée.

    En associant systématiquement les coopératives agricoles, les développeurs garantissent que les projets servent d’abord la résilience des exploitations. L’agrivoltaïsme se positionne ainsi comme une solution d’avenir, permettant de diversifier les revenus des agriculteurs, de protéger les cultures contre les aléas climatiques extrêmes et de contribuer significativement aux objectifs de production d’énergie renouvelable en France.

  • Le Maroc accélère sa transition énergétique avec 204 MW de solaire installés en 2025

    Le Maroc confirme son statut de leader africain de la transition énergétique. Selon les derniers chiffres officiels, le royaume a installé 204 mégawatts (MW) de nouvelle capacité solaire à grande échelle au cours de l’année 2025. Cette dynamique s’inscrit dans une stratégie nationale ambitieuse visant à sécuriser son approvisionnement énergétique et à réduire sa dépendance aux importations de combustibles fossiles.

    Un parc solaire à grande échelle qui franchit le cap du gigawatt

    Cette nouvelle capacité porte le parc solaire marocain à grande échelle à un total cumulé de 1 285 MW, selon les données de l’Office national de l’électricité et de l’eau potable (ONEE). À ce chiffre s’ajoutent 534 MW issus de la technologie solaire thermodynamique à concentration (CSP), déployée notamment dans le complexe Noor à Ouarzazate. Le plus grand projet solaire du pays, la centrale d’Oulad Farès (105 MW) développée par OCP Green Energy, est d’ailleurs entré en service l’an dernier.

    Le solaire distribué : un marché caché de plus de 3 GW

    Au-delà des grandes centrales, un marché solaire « distribué » connaît une croissance exponentielle, bien que plus difficile à quantifier précisément. Selon les experts Salma Boumhaouad et Soukaina Boudoudouh de l’Institut de recherche en Énergie solaire et énergies nouvelles (IRESEN), et Amine Iraqi Houssaini de Renpower, l’analyse des données d’importation d’équipements photovoltaïques suggère l’ajout de plus de 1 GW en 2025 dans les segments commercial & industriel (C&I), du pompage solaire et du résidentiel.

    « Au total, ces segments représenteraient une capacité installée supplémentaire de plus de 3 GWc », estiment-ils. Une étude de marché de 2024 indique que le pompage solaire agricole domine ce marché (environ 60%), suivi par le C&I (30%) et le résidentiel (10%).

    Les moteurs de cette croissance rapide

    Les experts identifient deux facteurs clés derrière ce boom : la baisse continue des coûts des technologies photovoltaïques et l’amélioration significative de la bancabilité des projets, rendant le solaire de plus en plus compétitif.

    Le cadre réglementaire et les perspectives d’avenir

    Le Maroc a mis en place un cadre législatif solide, notamment la loi n° 82-21 et le décret n° 2.25.100, qui encadrent l’autoproduction d’électricité. Les procédures varient selon la taille et le niveau de raccordement au réseau, allant d’une simple déclaration pour les petits projets à une autorisation formelle pour les installations plus importantes.

    Pour accélérer encore la transition, le programme « Solar Rooftop 500 » (SR500) vise l’installation de jusqu’à 500 MW de panneaux sur les toits des bâtiments commerciaux, industriels et publics. Par ailleurs, les autorités viennent d’annoncer de nouveaux tarifs de compensation (« net metering ») pour les installations raccordées en haute et moyenne tension. Un tarif pour le résidentiel en basse tension est attendu prochainement.

    Les défis et opportunités à venir

    Les analystes soulignent la nécessité de finaliser des cadres réglementaires pour des domaines émergents comme l’agrivoltaïsme et le bâtiment à énergie positive. D’autres leviers de croissance identifiés sont : l’autorisation d’exporter de l’électricité verte, des incitations pour le couplage solaire-stockage, et l’accélération des investissements dans les infrastructures de transport d’électricité, notamment sur l’axe nord-sud.

    Une vision 2030 : objectifs et potentiel colossal

    Le Maroc vise à porter la part des énergies renouvelables dans son mix de capacité électrique installée à 52% d’ici 2030. Mi-2025, cette part était déjà de 45,5%, avec un mix renouvelable composé d’hydroélectricité (44,6%), d’éolien (23,8%), de solaire (16,9%) et de stockage par pompage (14,8%).

    Le potentiel reste immense. Une étude de l’Initiative Imal pour le climat et le développement estime que le pays pourrait installer jusqu’à 28,6 GW de solaire distribué, représentant un marché potentiel de 31 milliards de dollars. Un rapport de SolarPower Europe prévoit quant à lui que le Maroc devrait atteindre les 3 GW de capacité solaire totale d’ici 2028. La récente signature d’un accord pour une usine de production de polysilicium (matière première des panneaux) d’une capacité de 30 000 tonnes par an illustre également la volonté du royaume de développer une filière industrielle complète autour du solaire.