PV Solaire Énergie

Catégorie : solaire

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  • La CNR accélère sur le solaire et l’éolien malgré un contexte énergétique incertain

    Dans un environnement marqué par des turbulences politiques et économiques, la Compagnie Nationale du Rhône (CNR) affiche une détermination sans faille. Le premier producteur français d’électricité 100% renouvelable a dévoilé son bilan pour 2025 et ses objectifs stratégiques pour 2026 et au-delà. Malgré l’instabilité institutionnelle et l’absence de Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE), le groupe maintient le cap sur l’expansion de ses capacités éoliennes et photovoltaïques.

    Un bilan 2025 solide malgré les défis du marché

    L’année 2025 a été un exercice de résilience pour CNR. Le groupe a su concrétiser plusieurs projets majeurs portés par ses filiales spécialisées, Vensolair pour l’éolien et Solarhona pour le solaire. Parmi les réalisations phares figurent la mise en service de la centrale hydroélectrique de la Sarenne en Isère (11 MW) et le pilotage d’une cinquantaine de chantiers de parcs éoliens et photovoltaïques à travers le territoire national. Ces nouveaux projets représentent une puissance additionnelle de plus de 150 MW.

    Sur le plan de la production, CNR a généré près de 15 TWh d’électricité verte en 2025. Ce mix se compose de 13,2 TWh d’hydroélectricité, pilier historique de ses activités, et de 1,75 TWh produits par l’éolien et le solaire. Cette production renouvelable couvre les besoins en électricité décarbonée d’environ 6,4 millions de personnes. Parallèlement, dans un contexte de baisse des prix de marché, le mécanisme de redevance hydraulique a permis à CNR de verser 630 millions d’euros à l’État, apportant une contribution significative aux finances publiques.

    Les ambitions 2026 : doubler les capacités renouvelables

    Pour l’année à venir, la feuille de route de CNR est claire : intensifier le déploiement des énergies solaire et éolienne. Le groupe et ses filiales ont pour objectif de doubler leurs capacités installées actuelles dans ces domaines. Cette accélération s’inscrit dans une vision à plus long terme, avec une cible de 2 000 MW de puissance installée en éolien et solaire à l’horizon 2030.

    Cette stratégie repose sur la conviction que la transition énergétique est un impératif non négociable, indépendamment des cycles politiques. Elle s’appuie également sur la diversification du modèle de CNR, qui, au-delà de son rôle historique d’aménageur du Rhône, s’affirme comme un développeur de premier plan de projets complexes sur l’ensemble du territoire.

    La vision stratégique à horizon 2041

    Les priorités pour 2026 ne sont qu’une étape. CNR a également détaillé ses ambitions stratégiques à l’horizon 2041. L’entreprise vise à consolider son rôle de moteur de la transition énergétique en France, en combinant innovation, développement territorial et rentabilité. L’objectif est de construire un mix de production renouvelable robuste, complémentaire et résilient, capable de répondre aux défis de la sécurité d’approvisionnement et de la souveraineté énergétique, tels que définis par les pouvoirs publics et l’Agence Internationale de l’Énergie.

    Le parcours de CNR démontre qu’il est possible de poursuivre le développement des énergies renouvelables même dans un climat incertain. Son engagement pour 2026 et sa vision pour 2041 envoient un signal fort à l’ensemble du secteur : l’accélération de la transition énergétique est non seulement nécessaire, mais aussi réalisable, grâce à un portefeuille d’activités diversifié et une exécution opérationnelle rigoureuse.

  • Altarea energise le lot-et-garonne avec sa première centrale solaire au sol à caudecoste

    Janvier 2025 marque un tournant pour la transition énergétique du Lot-et-Garonne. Altarea Énergies Renouvelables, acteur majeur du secteur, a officiellement mis en service sa toute première centrale photovoltaïque au sol sur la commune de Caudecoste. Ce projet d’envergure, dont les travaux ont débuté en mars 2025, illustre l’engagement croissant des développeurs privés dans le déploiement des énergies renouvelables sur le territoire national, en phase avec les objectifs de la Stratégie Française pour l’Énergie et le Climat.

    Une infrastructure solaire majeure pour le territoire

    Implantée sur une surface de 6,6 hectares, la centrale de Caudecoste est une installation significative. Elle se compose d’environ 11 500 panneaux photovoltaïques, pour une puissance installée totale de 7,16 MWc. Cette capacité lui permet de produire une quantité d’électricité verte équivalente à la consommation annuelle de près de 1 585 foyers. Cette production contribue directement à décarboner le mix électrique local et à renforcer l’autonomie énergétique de la région, un enjeu clé souligné par le gestionnaire du réseau, RTE.

    Chiffres clés du projet de caudecoste

    • Puissance installée : 7,16 MWc
    • Surface occupée : 6,6 hectares
    • Nombre de panneaux : ~11 500
    • Production annuelle : Équivalente à la consommation de 1 585 foyers
    • Revenus annuels pour les collectivités : ~30 000 €

    Un modèle d’écologie et de développement local intégré

    Altarea Énergies Renouvelables a conçu ce projet dans une optique d’intégration paysagère et environnementale exemplaire. L’exploitation de la centrale va au-delà de la simple production d’électricité :

    L’éco-pâturage pour un entretien durable

    L’entretien du site repose en partie sur l’éco-pâturage. Un troupeau de moutons sera chargé de brouter l’herbe entre les panneaux solaires. Cette méthode naturelle limite le recours à l’entretien mécanique, préserve la biodiversité, enrichit les sols et participe au maintien d’une activité agricole.

    Valorisation foncière et retombées économiques

    Le projet permet la valorisation d’une friche ou de terres précédemment inexploitées. Outre la création d’énergie verte, il génère des retombées économiques directes pour les collectivités locales (commune, EPCI, département), estimées à environ 30 000 euros de revenus complémentaires par an. Ces fonds participent au financement des services publics et à la dynamique économique du territoire.

    Altarea énergies renouvelables : un portefeuille solaire en forte croissance

    La centrale de Caudecoste n’est que la première pierre d’une ambition plus large pour Altarea Énergies Renouvelables dans le solaire au sol. Le groupe, qui dispose déjà d’une solide expérience, compte aujourd’hui 750 centrales photovoltaïques en exploitation, représentant 130 MWc de puissance installée. Son pipeline de développement est particulièrement robuste, avec plus de 800 MWc de projets sécurisés en cours de développement. Cette expansion positionne l’entreprise comme un contributeur essentiel à l’atteinte des objectifs français de développement des énergies renouvelables.

    La mise en service de la centrale de Caudecoste démontre avec succès comment un projet d’énergie renouvelable peut concilier performance industrielle, préservation de l’environnement et contribution positive à l’économie locale, servant de modèle pour les futures installations en France.

  • Record mondial : une pérovskite atteint 27,87 % de rendement en laboratoire

    Record mondial : une pérovskite atteint 27,87 % de rendement en laboratoire

    La course à l’innovation dans le photovoltaïque connaît un nouveau jalon. La start-up chinoise SolaEon a annoncé un rendement de conversion record de 27,87 % pour une cellule solaire à pérovskite à jonction unique. Ce résultat, certifié par un organisme officiel, se rapproche un peu plus des limites théoriques de cette technologie prometteuse.

    Les détails d’une performance certifiée

    L’annonce, reprise par des médias spécialisés comme pv magazine International, précise que le rendement a été mesuré sur une cellule de très petite taille (0,076 cm²), typique des recherches en phase de laboratoire. La certification a été délivrée par le Centre national de métrologie et d’essais de l’industrie photovoltaïque (NPVM), un institut chinois accrédité par l’État. Outre le rendement, la cellule a affiché un excellent facteur de forme de 87,61 %, un indicateur clé de sa qualité.

    Pérovskite : une technologie en pleine ascension

    Les pérovskites sont une famille de matériaux cristallins synthétiques qui ont révolutionné la recherche photovoltaïque en une décennie. Leurs avantages sont multiples : ils sont peu coûteux à produire, légers, flexibles et affichent un potentiel de rendement théorique très élevé, autour de 33% pour une jonction unique. Ils pourraient ainsi compléter, voire à terme concurrencer, les cellules au silicium traditionnelles. Pour comprendre leur fonctionnement, des ressources comme celles de l’Agence Internationale de l’Énergie (IEA) fournissent des analyses détaillées sur les technologies émergentes.

    Le parcours de SolaEon vers l’industrialisation

    SolaEon, basée à Shenzhen, n’en est pas à son premier record. La société, qui emploie plus de 100 chercheurs et détient un portefeuille de plus de 50 brevets, a régulièrement annoncé des progrès. En juin 2025, elle avait déjà fait certifier par le NPVM un module pérovskite de 0,72 m² affichant un rendement de 20,7 % (soit 149 W). Cette transition du laboratoire vers des surfaces plus grandes est une étape cruciale vers la commercialisation.

    Les défis avant la commercialisation de masse

    Si les records en laboratoire se succèdent, le chemin vers les toits et les centrales solaires est encore semé d’embûches. Les principaux défis pour les pérovskites restent leur stabilité à long terme face à l’humidité, la chaleur et la lumière UV, ainsi que le passage à une production industrielle à grande échelle tout en maintenant des coûts bas et des rendements élevés. La communauté scientifique et industrielle travaille activement sur ces verrous, comme en témoignent les recherches synthétisées par des organismes comme l’National Renewable Energy Laboratory (NREL).

    Quel avenir pour le solaire pérovskite ?

    Cette annonce renforce la dynamique positive autour de la technologie pérovskite. Elle démontre la rapidité des progrès et l’intensité de la compétition mondiale, notamment portée par des acteurs chinois. L’objectif est désormais de réussir la jonction entre les performances de laboratoire et la fabrication de modules durables et efficaces. Si ces défis sont relevés, les pérovskites pourraient jouer un rôle majeur dans l’accélération de la transition énergétique mondiale en offrant une électricité solaire encore plus performante et accessible.

  • Chine 2025 : un record de 315 GW de solaire installé et un mix électrique transformé

    L’année 2025 marque un tournant historique pour le système électrique chinois. Selon les données officielles de l’Administration nationale de l’énergie (NEA), le pays a installé un volume sans précédent de 315 gigawatts (GW) de nouvelles capacités solaires. Cette performance extraordinaire porte la capacité photovoltaïque cumulée à 1,2 térawatts (TW) et permet, pour la première fois, aux sources d’électricité non fossiles de dépasser la production thermique en termes de capacité installée.

    Les chiffres clés d’une année record pour les renouvelables

    Les statistiques du secteur électrique publiées le 28 janvier révèlent l’ampleur de la transformation. Outre les 315,07 GW de solaire, la Chine a ajouté 119,33 GW d’énergie éolienne en 2025, établissant également un record annuel dans cette filière. À la fin du mois de décembre, la capacité électrique totale installée du pays atteignait 3,89 TW, en hausse de 16,1 % sur un an.

    La répartition du mix de capacité est désormais la suivante :

    • Solaire : 1,20 TW (+35,4 %)
    • Éolien : 0,64 TW (+22,9 %)
    • Ensemble solaire et éolien : 47,3 % de la capacité totale.

    En incluant l’hydroélectricité et le nucléaire, la part des sources non fossiles dans la capacité installée totale s’élève à 60,4 %, contre 39,6 % pour les centrales thermiques (charbon, gaz). Ce basculement structurel est un jalon majeur dans la transition énergétique du plus grand émetteur de CO₂ au monde.

    Une accélération en fin d’année et des défis d’intégration

    La dynamique d’installation a connu une nette accélération au dernier trimestre 2025, avec plus de 40 GW de solaire ajoutés pour le seul mois de décembre. Ce volume mensuel est comparable à la capacité annuelle installée par de grands marchés photovoltaïques nationaux. Cette frénésie est attribuée aux échéances de mise en service des projets et au déploiement massif des grandes bases éoliennes et solaires dans les régions de l’ouest et du nord du pays.

    Cependant, cette croissance exponentielle pose des défis d’intégration au réseau. Les données de la NEA indiquent que le facteur de charge moyen des grandes centrales (6 MW et plus) a baissé de 312 heures par rapport à 2024, pour s’établir à 3 119 heures. Ceci reflète une variabilité accrue de la production et une pression sur les mécanismes d’ajustement du réseau, soulignant l’urgence de développer le stockage d’énergie et de moderniser les infrastructures.

    Perspectives 2026 : un ralentissement anticipé après l’explosion

    Malgré l’année 2025 exceptionnelle, la plupart des analystes prévoient un recul des nouvelles installations solaires en 2026. L’effet d’une base de comparaison très élevée, la marchandisation progressive des prix de l’électricité et les ajustements dans la chaîne d’approvisionnement sont les principaux facteurs cités.

    L’Association chinoise de l’industrie photovoltaïque (CPIA) a présenté en janvier trois scénarios pour 2026 :

    • Un scénario conservateur autour de 185 GW.
    • Un scénario central entre 215 et 220 GW.
    • Un scénario optimiste pouvant atteindre 275 GW.

    Son scénario principal table sur une baisse annuelle de l’ordre de 20 % à 25 %. D’autres organismes, comme BloombergNEF, maintiennent des prévisions plus optimistes, autour de 273 GW (en courant alternatif). Un consensus se dégage néanmoins sur la domination future des projets à grande échelle (bases dans les déserts), tandis que le segment de la production décentralisée (toitures) reste une source d’incertitude.

    Les nouveaux enjeux : intégration au réseau et réformes du marché

    Avec une capacité solaire cumulée désormais supérieure à 1 TW, la priorité du marché chinois évolue. L’enjeu n’est plus seulement d’ajouter de la capacité, mais de l’intégrer de manière efficace et stable au système électrique. Les défis principaux pour les années à venir incluent :

    • L’accès et la connexion au réseau pour les nouveaux projets.
    • Le déploiement massif des solutions de stockage (batteries) pour lisser la production intermittente.
    • La poursuite des réformes du marché de l’électricité pour favoriser la flexibilité et valoriser les services réseau.

    La capacité de la Chine à relever ces défis déterminera le rythme et la durabilité de sa transition énergétique au-delà de 2026, alors qu’elle vise la neutralité carbone d’ici 2060.

  • AbO Energy restructure son portefeuille français en cédant trois centrales solaires



    Dans un mouvement stratégique lié à une vaste restructuration, le développeur allemand ABO Energy a finalisé la cession de trois projets de centrales photovoltaïques en France, représentant une puissance cumulée de 85 mégawatts-crête (MWc). Ces transactions, conclues avec les producteurs indépendants Tenergie et CVE, interviennent dans un contexte financier difficile pour le groupe, qui anticipe des pertes significatives pour l’exercice 2025.

    Les détails des projets cédés dans le Loiret

    Les trois actifs, tous situés dans le département du Loiret, bénéficient de contrats pour différence (CfD) obtenus dans le cadre d’appels d’offres de l’État, garantissant un prix de vente stable pour l’électricité produite.

    Les parcs acquis par Tenergie

    Le producteur d’électricité renouvelable Tenergie a acquis les projets clé en main de Presnoy (26,25 MWc) et de Nargis (14,96 MWc). Leur mise en service commerciale est prévue pour 2026. Cette opération marque la troisième collaboration entre ABO Energy et Tenergie en trois ans, illustrant une relation commerciale établie.

    Le projet repris par CVE

    Le parc solaire de Bonny-sur-Loire, d’une puissance de 43,68 MWc, a vu ses droits transférés à l’entreprise française CVE. Cette transaction rapide fait suite à d’autres cessions entre les deux groupes. La mise en service de cette centrale est attendue pour 2029.

    Contexte : une restructuration face à un marché en mutation

    Ces cessions s’inscrivent dans un plan de restructuration plus large pour ABO Energy. Le groupe a annoncé anticiper une perte historique d’environ 170 millions d’euros pour 2025. Cette situation résulterait, selon l’entreprise, d’un changement radical des conditions de marché ayant entraîné des dépréciations d’actifs et une compression des marges sur ses projets d’énergies renouvelables.

    Pour sécuriser sa trajectoire, ABO Energy a signé fin janvier un accord de status quo avec ses banques partenaires. Cet accord, détaillé dans un communiqué du groupe, lui accorde un délai pour élaborer un plan de restructuration viable sans que les créanciers n’exercent leurs droits immédiats. La société qualifie cette étape d’« essentielle vers [sa] stabilisation financière et [sa] future réorientation stratégique ».

    La stratégie solaire d’ABO Energy en France

    Présent en France initialement sur le segment éolien, ABO Energy a diversifié ses activités vers le solaire à partir de 2017. Le développeur a mis en service son premier parc photovoltaïque, Rouillac en Nouvelle-Aquitaine, en 2022. Malgré les cessions récentes, son pipeline solaire français comprendrait encore une dizaine de projets autorisés, totalisant plus de 190 MWc. Les flux financiers générés par les ventes de Presnoy, Nargis et Bonny-sur-Loire seront échelonnés entre 2024 et 2027, contribuant à la trésorerie du groupe pendant sa phase de transition.

    Pour en savoir plus sur le cadre des appels d’offres solaires en France, vous pouvez consulter le site de la Commission de régulation de l’énergie (CRE).


  • La filière solaire française en péril : l’urgence d’une relance des appels d’offres et de la PPE3

    L’année 2023 a été un record pour l’installation de nouvelles capacités solaires en France. Pourtant, derrière ce chiffre en trompe-l’œil, c’est l’inquiétude qui domine. La filière photovoltaïque française tire la sonnette d’alarme, confrontée à un risque d’effondrement historique en l’absence de visibilité politique. La publication retardée de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE3) et l’arrêt des nouveaux appels d’offres menacent des dizaines de milliers d’emplois non délocalisables et la souveraineté énergétique du pays.

    Un contexte de crise immédiate pour les installateurs

    Les alertes des professionnels se multiplient. Les petits installateurs, déjà fragilisés par une baisse d’activité, pourraient se retrouver sans commandes dans les prochains mois. Les signes de détresse sont concrets : trésoreries dégradées, carnets de commandes vides, plans sociaux et entreprises en redressement judiciaire. Une enquête menée par Enerplan et Observ’ER devrait confirmer dans les jours à venir l’urgence économique de la situation. Comme l’a rappelé Michaël Godet, président de Cap à l’Est, des entreprises « doivent déjà supprimer des emplois, ce qui est profondément déplorable ».

    Les deux leviers indispensables : PPE3 ambitieuse et appels d’offres « Made in Europe »

    Pour les acteurs de la filière, la solution passe par deux actions gouvernementales immédiates et coordonnées.

    Une PPE3 avec des objectifs solaires à la hauteur

    La priorité absolue est la publication d’une troisième PPE dotée d’objectifs solaires ambitieux. Le syndicat des énergies renouvelables plaide pour l’adoption a minima du scénario R3 de RTE, qui prévoit 47 GW de solaire installés d’ici 2030. Ces objectifs sont le seul moyen de donner de la visibilité aux investisseurs et d’engager de nouveaux projets.

    Une relance des appels d’offres favorisant l’industrie européenne

    Ces objectifs doivent impérativement s’accompagner d’une relance des périodes d’appels d’offres. Ces derniers doivent intégrer des critères favorisant la production européenne, conformément à l’Industrial Accelerator Act, pour soutenir les futures gigafactories sur le sol français. « Sans cela, nos futurs projets industriels risquent de rester à l’arrêt », argumente Vianney de l’Estang, président de la commission solaire du Syndicat des énergies renouvelables.

    Les scénarios catastrophe et leurs impacts sur l’emploi

    L’association Le Solaire Territorial a adressé un courrier à plus de 380 députés pour détailler les scénarios en jeu, allant du plus optimiste au plus catastrophique :

    • Scénario R4 (14 GW en 4 ans) : Implique déjà une baisse d’environ 40% du rythme actuel d’installation.
    • Scénario R3 (7 GW en 4 ans) : Réduit la dynamique à un tiers de l’actuel, avec des conséquences sociales mécaniques.
    • Scénario R2 : Équivaudrait à un quasi-moratoire de trois ans, menaçant jusqu’à 60 000 emplois.
    • Scénario R1 : Entraînerait l’annulation de projets, la disparition de la filière et des fermetures d’entreprises avant l’été 2026, avec jusqu’à 150 000 emplois perdus.

    « Entre R2 et R3, c’est l’interrupteur ON/OFF sur 100 000 emplois. Ce n’est pas un choix technique, mais une décision politique », insiste Hadrien Clément, Président du Solaire Territorial.

    La France à la traîne dans la course à la souveraineté industrielle

    Alors que la France hésite, d’autres puissances accélèrent. L’Inde et les États-Unis investissent massivement via des plans de relance industrielle pour rapatrier leur chaîne de valeur photovoltaïque et sécuriser leur souveraineté énergétique. Ce retard pris par l’Europe la rend vulnérable, alors que le solaire est destiné à devenir une source majeure d’électricité d’ici la fin du siècle.

    Un appel final à l’action politique claire et rapide

    Face à cette urgence, la filière demande une réaction rapide et publique du gouvernement : clarifier les scénarios retenus pour la PPE3, confirmer le calendrier des futurs appels d’offres et assumer les conséquences de ces choix sur l’emploi et les territoires. Le message est sans équivoque : « Le temps est compté : le silence tue déjà ». L’avenir de toute une filière stratégique se joue maintenant.

  • Agrivoltaïsme en italie : Stratégie, financement et défis d’un modèle innovant

    Agrivoltaïsme en italie : Stratégie, financement et défis d’un modèle innovant






    Agrivoltaïsme en Italie : Stratégie, Financement et Défis d’un Modèle Innovant

    L’Italie s’est positionnée comme un acteur majeur de l’agrivoltaïsme en Europe, en y consacrant un budget historique. Avec une enveloppe de 1,7 milliard d’euros, le pays a lancé un programme d’incitations spécifique pour les projets dits « avancés », visant à concilier production d’énergie solaire et activité agricole grâce à des solutions intégrées innovantes. Ce financement, issu du Plan national de relance et de résilience (PNRR), témoigne d’une ambition stratégique, mais sa mise en œuvre révèle aussi les défis techniques et logistiques de ce modèle prometteur.

    Un cadre de soutien unique en europe

    Contrairement à des pays comme la France ou l’Allemagne qui intègrent l’agrivoltaïsme dans leurs appels d’offres solaires classiques, l’Italie a choisi de créer un dispositif dédié. Piloté par le ministère de l’Environnement et de la Sécurité énergétique (MASE), ce programme cible spécifiquement les installations agrivoltaïques innovantes. La justification ? Un relief souvent montagneux qui limite l’accès au foncier et la conviction que cette technologie duale mérite un traitement et des investissements particuliers.

    Le soutien public est substantiel : les projets lauréats peuvent bénéficier d’une subvention couvrant jusqu’à 40% des coûts éligibles, couplée à un tarif d’achat garanti pour l’électricité produite. Ce niveau d’aide, inédit à l’échelle mondiale, vise à compenser les coûts d’investissement (Capex) et d’exploitation (Opex) plus élevés que ceux des centrales solaires au sol conventionnelles.

    Premiers résultats et engouement des acteurs

    Le premier appel d’offres a rencontré un succès significatif, avec 747 projets sélectionnés pour une capacité totale de près de 2 GW. L’équilibre entre petits et grands projets est notable : 384 installations de moins de 1 MW (totalisant 253 MW) et 363 de plus de 1 MW (pour 1,76 GW).

    Pour Italia Solare, l’association photovoltaïque italienne, ce taux de participation élevé, surtout dans la catégorie des petites puissances, démontre un intérêt réel du marché. Marco Balzano, coordinateur du groupe de travail agrivoltaïque de l’association, y voit le signe d’une « croissance rapide » possible, à condition que le cadre réglementaire reste clair et stable.

    Des défis logistiques et techniques pointés du doigt

    Derrière ces chiffres prometteurs, des difficultés concrètes de mise en œuvre sont rapidement apparues. Le calendrier très serré imposé par le PNRR, avec une échéance de réalisation fixée à fin juin 2026, s’est révélé problématique. Il génère des tensions sur la chaîne d’approvisionnement en composants et sur la disponibilité d’installateurs (EPC) qualifiés.

    Ces contraintes ont poussé certains promoteurs, comme la société European Energy, à retirer des projets majeurs. Alessandro Migliorini, directeur Italie de l’entreprise, explique que des délais plus flexibles, comme ceux offerts par d’autres programmes de soutien (FER X), sont parfois préférables pour garantir la faisabilité, malgré des incitations financières attractives.

    Viabilité économique et perspectives d’avenir

    Les tarifs d’achat garantis obtenus lors de l’appel d’offres se sont situés entre 55 et 80 €/MWh, pour un plafond fixé à 90 €/MWh. Combinés à la subvention à l’investissement, ils offrent une base économique solide. Cependant, l’absence de protection contre les prix négatifs de l’électricité ou les limitations d’injection sur le réseau augmente l’incertitude pour les opérateurs.

    Malgré ces écueils, les perspectives restent positives. Les experts voient dans ce programme italien un laboratoire à grande échelle. Les projets, comme ceux visant à replanter des oliveraies décimées par la xylella dans les Pouilles en les couplant à des panneaux solaires, pourraient créer des modèles vertueux d’agriculture de précision et biologique.

    L’avenir de l’agrivoltaïsme reposera à moyen terme sur la baisse naturelle des coûts technologiques, l’innovation industrielle et la reproductibilité des modèles performants. L’accent doit également rester sur une intégration agronomique réelle : la hauteur et la configuration des structures doivent être dictées par les besoins des cultures, et non l’inverse, pour éviter des investissements excessifs et garantir une synergie authentique.

    Ce programme italien, bien que probablement unique en son genre en raison du financement exceptionnel du plan post-Covid, aura le mérite d’avoir accéléré l’expérimentation et la diffusion de l’agrivoltaïsme « avancé », ouvrant la voie à de nouvelles pratiques agricoles et énergétiques.


  • Delta 3 à Dourges : la plus grande centrale solaire en toiture d’Europe prend forme

    Dans le paysage industriel des Hauts-de-France, un projet titanesque d’énergie renouvelable est en cours de finalisation. Sur la plateforme multimodale Delta 3 à Dourges, près de Lille, la société Urbasolar construit la plus grande centrale photovoltaïque en toiture d’un seul tenant d’Europe. Ce chantier d’envergure, qui s’étend sur une surface de 128 568 m², marque une étape significative dans le développement des énergies vertes en France et illustre le potentiel de reconversion des grandes surfaces logistiques.

    Un projet d’aménagement territorial visionnaire

    La plateforme Delta 3 n’est pas un site industriel comme les autres. Conçue et portée par les pouvoirs publics locaux, cette zone multimodale et logistique a intégré, dès sa conception, l’objectif d’accueillir une production d’énergie renouvelable. Le bâtiment « Omega », un entrepôt de dernière génération partiellement occupé par le groupe PepsiCo, a été spécifiquement pensé pour supporter cette infrastructure. En remportant un appel d’offres en 2024, Urbasolar a obtenu un bail de 30 ans pour financer, construire et exploiter cette centrale, démontrant la viabilité des partenariats public-privé pour la transition énergétique.

    Les chiffres clés d’une installation record

    L’ampleur technique du projet est à la mesure de ses ambitions écologiques.

    Une surface et une puissance considérables

    La toiture est divisée en 12 cellules de 10 714 m² chacune. Elle accueillera 28 971 panneaux photovoltaïques de la marque Jinko Solar, d’une puissance unitaire de 465 W. L’ensemble sera relié à une centaine d’onduleurs pour former une centrale d’une puissance crête totale de 17,5 MWc. À titre de comparaison, cette installation surpasse le record européen précédent détenu par une centrale allemande de 18 MWc répartie sur plusieurs bâtiments distincts.

    Une production d’énergie verte majeure

    Dès sa mise en service, prévue entre fin 2026 et début 2027, la centrale produira jusqu’à 17 gigawattheures (GWh) d’électricité par an. Cette production équivaut à la consommation annuelle d’environ 3 800 foyers (hors chauffage). Environ 1 GWh sera consommé directement sur place par le bâtiment Omega, tandis que les 16 GWh restants seront injectés sur le réseau public. Cette vente s’effectuera dans le cadre d’un contrat obtenu via la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE).

    Les défis techniques et logistiques du chantier

    Maria Pedicini, directrice prospection France chez Urbasolar, décrit ce projet comme « un énorme chantier à gérer en co-activité et une véritable prouesse technique ». La pose de panneaux sur une telle surface, tout en maintenant les activités logistiques du site opérationnelles, nécessite une planification et un phasage des travaux d’une extrême rigueur. À mi-2024, la moitié du chantier était déjà réalisée, témoignant de l’avancée maîtrisée des opérations. Ce projet sert de référence pour les futures grandes installations intégrées au bâti industriel.

    Une contribution significative à la transition énergétique

    Au-delà du record, cette centrale incarne une dynamique essentielle pour atteindre les objectifs français et européens en matière d’énergies renouvelables. Elle valorise une surface imperméabilisée sans concurrence avec les terres agricoles, tout en fournissant une électricité décarbonée à l’industrie et aux foyers. Son développement s’inscrit dans la stratégie nationale qui vise à multiplier les installations solaires sur les grandes toitures commerciales, industrielles et agricoles, comme le détaille le ministère de la Transition écologique.

    La centrale solaire de Delta 3 est bien plus qu’une simple installation photovoltaïque. C’est un symbole de l’innovation industrielle au service de la souveraineté énergétique, qui ouvre la voie à la reproduction de ce modèle sur d’autres grands sites logistiques à travers le continent.

  • Onduleurs solaires chinois : une enquête américaine écarte les preuves de dispositifs malveillants



    Une analyse approfondie menée par le gouvernement américain sur des onduleurs solaires fabriqués en Chine n’a pas permis d’identifier de preuves concluantes de fonctions cachées ou malveillantes. Cette enquête, initiée suite à des inquiétudes médiatiques, apporte un éclairage technique et nuancé sur les risques réels liés à ces équipements essentiels à la transition énergétique.

    Les conclusions de l’enquête du département de l’Énergie américain

    Le Département américain de l’Énergie (DOE) a diffusé une analyse détaillée aux acteurs du secteur après un article de Reuters de mai 2025 évoquant des communications sans fil non documentées. Les laboratoires nationaux du DOE ont inspecté environ 30 onduleurs. Ils n’ont relevé que deux cas où les communications observées différaient de la documentation officielle. Ces écarts ont été qualifiés par les enquêteurs de « non malveillants » et « non intentionnels ».

    Le rapport souligne que la documentation technique ne reflète souvent que les fonctions de communication activées au moment de la livraison, et non l’ensemble des capacités matérielles. Il n’existe donc pas, selon cette enquête, de « preuve définitive » de backdoors ou de dispositifs espions intentionnellement dissimulés.

    Recommandations pour la sécurité et la gestion des risques

    Malgré l’absence de menace avérée, le DOE émet plusieurs recommandations pour renforcer la cybersécurité du parc solaire.

    Pour les propriétaires et exploitants

    Il est conseillé de réaliser un audit des protocoles de communication actifs sur les onduleurs et de désactiver ceux qui ne sont pas nécessaires aux opérations. Les fabricants peuvent, en effet, conserver un accès à distance légitime pour la maintenance, le dépannage ou les garanties, comme le précise le National Renewable Energy Laboratory (NREL).

    Une responsabilité partagée dans la chaîne d’approvisionnement

    Le DOE insiste sur le fait que la gestion des risques est une responsabilité partagée entre les ingénieurs, fabricants, intégrateurs et exploitants. La complexité des chaînes d’approvisionnement mondiales peut créer des vulnérabilités. Le département promeut l’adoption de ses Supply Chain Cybersecurity Principles pour renforcer la résilience des infrastructures.

    Contexte international et réactions sectorielles

    Les inquiétudes initiales rapportées par Reuters avaient suscité des réactions au-delà des États-Unis. Quelques jours après, l’association SolarPower Europe a appelé l’Union européenne à établir des réglementations strictes en cybersécurité pour les infrastructures solaires, suite à la découverte de composants non documentés dans des équipements énergétiques importés au Danemark.

    Début juin, l’organisation danoise Green Power Denmark a toutefois précisé que son enquête en cours portait sur des technologies énergétiques au sens large et n’était pas spécifiquement liée aux onduleurs solaires ou aux allégations américaines.

    Perspective sur les risques pour le réseau électrique

    L’analyse du DOE évalue également l’impact potentiel. Elle estime qu’une communication non documentée sur un seul onduleur aurait un effet négligeable à l’échelle du réseau. Un scénario d’attaque coordonnée sur de multiples sites serait nécessaire pour causer un impact significatif, mais sa mise en œuvre serait complexe. La priorité reste donc la vigilance et les bonnes pratiques de sécurité, plutôt que l’alerte générale. Pour en savoir plus sur la sécurité des réseaux électriques modernes, vous pouvez consulter les ressources de l’U.S. Energy Information Administration (EIA).