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  • Tenergie dépasse 1 GW de puissance installée : un cap clé pour l’énergie renouvelable française

    Tenergie dépasse 1 GW de puissance installée : un cap clé pour l’énergie renouvelable française

    Tenergie dépasse 1 GW de puissance installée : un cap clé pour l’énergie renouvelable française

    Tenergie, le premier développeur et producteur français indépendant d’énergies renouvelables, vient de franchir une étape majeure de son développement. Le groupe annonce avoir dépassé le seuil symbolique d’1 gigawatt (GW) de puissance installée. Ce parc, composé de plus de 2400 centrales solaires, éoliennes et unités de méthanisation, consolide sa position de leader et illustre la dynamique de la transition énergétique en France.

    Un parc de production diversifié et ancré localement

    Fondée en 2008 et devenue une Société à Mission en 2020, Tenergie a construit un modèle unique. Avec ses 2400 installations réparties sur le territoire, le groupe produit une électricité propre, locale et compétitive. En 2025, sa production a atteint 1 200 000 GWh, soit l’équivalent de la consommation électrique annuelle de 530 000 habitants, une ville de la taille de Toulouse. Ce résultat concret incarne pleinement sa raison d’être : « accélérer la transition énergétique pour un monde décarboné, durable et solidaire ».

    Une croissance soutenue et une ambition renouvelée

    L’atteinte de ce cap du gigawatt n’est pas une fin en soi, mais un point d’étape. Tenergie affiche une ambition claire : porter la puissance de son parc à 1,5 GW dans un avenir proche. Pour y parvenir, le groupe combine croissance organique et croissance externe, comme en témoigne l’acquisition fin 2025 d’un portefeuille de plus de 300 centrales solaires pour 32 MW.

    Parallèlement, Tenergie innove en développant de nouvelles offres pour les entreprises et les collectivités, notamment autour de l’autoconsommation individuelle et collective et de la vente d’électricité de gré à gré. Cette stratégie lui permet de diversifier son modèle et de s’affranchir progressivement des mécanismes de soutien public.

    Le modèle de l’« énergiculteur » : produire et consommer local

    « Ce qui distingue Tenergie, c’est son maillage territorial exceptionnel », explique François Trabucco, Directeur Général. « Grâce à nos 2400 centrales, nous déployons des solutions d’énergie renouvelable au plus près de nos clients et créons des circuits courts du producteur au consommateur. Nous endossons ainsi le rôle d’Énergiculteur. Résultat : une électricité propre, produite et consommée localement, à la fois compétitive, stable et respectueuse de la planète. »

    Relever les défis de l’intermittence et de la souveraineté énergétique

    Conscient des enjeux techniques liés au développement massif des énergies renouvelables, Tenergie investit dans la flexibilité et le stockage pour pallier l’intermittence de production. L’entreprise mise sur l’automatisation, l’analyse de données via l’IA et l’optimisation de ses outils de pilotage pour garantir la stabilité du réseau.

    Nicolas Jeuffrain, Président de Tenergie, rappelle l’importance stratégique de cette transition : « Les renouvelables sont un levier clé pour la souveraineté énergétique française : moins de dépendance aux importations, moins de fossiles, et des prix plus stables. Oui, des défis subsistent, mais ils ne doivent pas freiner l’essor des EnR. La récente Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE) confirme la priorité absolue de produire une électricité décarbonée, souveraine et compétitive. Place à l’action ! »

    Perspectives : innovation et développement durable

    Fort de ses 1 GW de puissance installée, Tenergie aborde l’avenir avec sérénité et détermination. Le groupe continue de se développer en France et à l’international, tout en plaçant l’innovation et la durabilité au cœur de son modèle. Son objectif est clair : rester un acteur majeur de la transition énergétique, en produisant une électricité verte qui réconcilie performance économique, responsabilité environnementale et ancrage local.

  • Met group accélère en italie avec la mise en service de son parc solaire agri-pv de caltignaga

    Met group accélère en italie avec la mise en service de son parc solaire agri-pv de caltignaga

    Le groupe énergétique européen MET Group poursuit activement le développement de ses actifs renouvelables en Italie. Sa filiale, MET France, basée à Lyon, a officiellement annoncé la mise en service commerciale de sa centrale solaire Agri-PV de Caltignaga. Cette inauguration marque une étape stratégique dans l’expansion du groupe sur le marché italien des énergies vertes et renforce son portefeuille d’actifs durables en Europe.

    Le projet solaire de caltignaga : chiffres et acteurs clés

    Le parc photovoltaïque de Caltignaga affiche une capacité installée de 10 MWc. Selon les estimations, sa production annuelle devrait atteindre 15 GWh d’électricité verte, ce qui correspond à la consommation électrique annuelle d’environ 6 000 foyers italiens. La construction, lancée en juillet 2024, a mobilisé l’installation d’environ 15 000 panneaux solaires. Le contrat EPC (Ingénierie, Approvisionnement et Construction) a été confié à l’entreprise CMC Europe Italy SRL.

    L’électricité produite sera écoulée via un mélange de Corporate Power Purchase Agreements (PPAs), de vente au gestionnaire des services énergétiques italien GSE, et via MET Energia Italia, la branche commerciale du groupe sur place.

    Une stratégie de croissance affirmée en italie et en europe occidentale

    La centrale de Caltignaga est le deuxième projet solaire de MET Group à entrer en exploitation en Italie. Elle suit la mise en service du parc de Ferrera Erbognone (également 10 MWc) en octobre 2025. Ces deux installations illustrent la dynamique de la division Green Assets de MET Group, qui investit dans le solaire, l’éolien terrestre et les systèmes de stockage par batterie (BESS).

    À ce jour, cette division exploite déjà 445 MW de projets solaires et éoliens à travers l’Europe et dispose d’un important pipeline de développement en Italie. Clive Turton, Executive Chairman de la division Green Assets, souligne l’importance de cette étape : « La mise en service du parc solaire de Caltignaga constitue une étape importante pour renforcer notre présence en Italie, et un jalon clé dans notre stratégie de croissance en Europe occidentale. Nous ambitionnons de devenir un acteur majeur dans l’industrie européenne des énergies renouvelables ».

    Le modèle agri-pv : concilier production d’énergie et activité agricole

    Les parcs de Caltignaga et Ferrera Erbognone adoptent un modèle Agri-PV (ou agrivoltaïsme). Cette approche innovante permet de produire de l’énergie renouvelable tout en maintenant une activité agricole sur les terres utilisées. Cette coexistence génère une double valeur : économique, grâce à la vente d’électricité et à la poursuite de l’exploitation agricole, et environnementale, en contribuant à la décarbonation du mix énergétique et en optimisant l’usage des sols. Pour en savoir plus sur les bénéfices de l’agrivoltaïsme, vous pouvez consulter les ressources de l’Agence Internationale pour les Energies Renouvelables (IRENA).

    Keppel met renewables : un partenariat stratégique pour le développement

    Ces deux centrales italiennes sont détenues par Keppel MET Renewables (KMR), une coentreprise à parts égales créée entre la division Infrastructure de Keppel, conglomerat basé à Singapour, et MET Group. Ce partenariat puissant combine l’expertise en développement et gestion d’infrastructures de Keppel avec la connaissance du marché européen de l’énergie de MET Group, permettant d’accélérer le déploiement de projets renouvelables ambitieux.

    La transition énergétique en Europe s’accélère, portée par des objectifs ambitieux comme le Pacte Vert pour l’Europe. L’engagement d’acteurs comme MET Group, à travers des projets concrets comme Caltignaga, est essentiel pour atteindre ces cibles de décarbonation et de sécurité énergétique.

  • 200 milliards d’euros pour les réseaux électriques : un défi structurel pour la France

    La Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE) acte le retour du nucléaire, mais le véritable chantier de la décennie réside dans la modernisation des réseaux électriques. Un investissement colossal de 200 milliards d’euros est prévu d’ici à 2035 pour adapter le système aux nouveaux enjeux : intégration massive des énergies renouvelables, électrification de l’industrie et boom de la consommation numérique. Ce montant, évoqué par le ministre de l’Économie Roland Lescure, représente un pari structurel pour l’avenir énergétique de la France.

    Un investissement historique pour transformer le réseau

    Ce plan de 200 milliards d’euros ne constitue pas une simple enveloppe budgétaire. Il reflète une hypothèse de trajectoire ambitieuse, subordonnée à des arbitrages technologiques, économiques et politiques. L’objectif est de construire un réseau plus robuste, intelligent et interconnecté capable de répondre à une demande en mutation.

    Les trois piliers de la future demande électrique

    La pression sur les réseaux proviendra de trois sources principales :

    • Les énergies renouvelables (EnR) : Leur développement nécessite un raccordement massif et une adaptation du réseau à leur production intermittente. RTE, le gestionnaire du réseau de transport, prévoit d’investir 100 milliards d’euros sur quinze ans pour transformer son réseau, en partant de l’hypothèse de 135 GW d’EnR en 2040.
    • L’électrification industrielle : La décarbonation de l’industrie lourde (sidérurgie, chimie, aluminium) va considérablement accroître la demande. Des pôles comme Dunkerque, avec les projets d’ArcelorMittal et d’Aluminium Dunkerque, illustrent cette tendance et créent des points de consommation très localisés et intenses.
    • L’explosion des data centers : Portés par les investissements de géants comme Microsoft ou Amazon, ces infrastructures pourraient voir leur consommation électrique doubler ou tripler d’ici 2035, générant des tensions locales sur le réseau.

    Comment financer 200 milliards d’euros ?

    Contrairement à une idée reçue, cette somme ne sera pas directement prélevée sur le budget de l’État. Le financement repose principalement sur un mécanisme régulé :

    Le rôle central du TURPE

    Le Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité (TURPE) est payé par tous les consommateurs via leur facture. Il constitue la ressource principale de RTE et d’Enedis pour exploiter, entretenir et investir dans les réseaux. Les coûts sont amortis sur le long terme, sous le contrôle de la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE).

    Une répartition des coûts à définir

    Une partie des investissements est aussi financée directement par les producteurs et les grands consommateurs lors de leur raccordement. La question centrale est celle de la répartition équitable de la facture entre ces acteurs, les producteurs d’énergies renouvelables et les consommateurs finaux. Le débat porte sur la socialisation des coûts des renforcements structurants du réseau.

    Au-delà du budget : un enjeu de cohérence stratégique

    Le chiffre de 200 milliards dépasse le simple débat budgétaire. Il incarne la nécessité d’une vision cohérente qui articule :

    • Politique industrielle et numérique : Attirer des investissements avec un réseau fiable (symbolisé par le « plug, baby, plug » du Président de la République).
    • Ambitions écologiques : Atteindre la neutralité carbone en intégrant une part croissante d’énergies renouvelables.
    • Aménagement du territoire : Développer les interconnexions et renforcer les réseaux dans les zones en croissance.
    • Flexibilité et résilience : Déployer des solutions de stockage et piloter la demande pour équilibrer le réseau en temps réel.

    L’adaptation des réseaux électriques français est donc le chantier structurant des quinze prochaines années. Sa réussite conditionne à la fois la transition énergétique, la réindustrialisation du pays et la souveraineté numérique. L’investissement de 200 milliards d’euros est le prix à payer pour un système énergétique viable, fiable et adapté aux défis du XXIe siècle.

  • GreenYellow accélère la transition énergétique industrielle avec 12,5 mwc de solaire

    GreenYellow accélère la transition énergétique industrielle avec 12,5 mwc de solaire

    L’énergéticien GreenYellow renforce son empreinte dans l’énergie solaire en France avec le déploiement de deux nouveaux projets majeurs. Ces installations, d’une puissance cumulée de 12,5 MWc, sont destinées à accompagner les géants industriels Stellantis et Bausch + Lomb dans leur stratégie de décarbonation. Ces opérations illustrent la dynamique croissante de l’autoconsommation et des contrats d’achat d’électricité (PPA) dans le secteur industriel français.

    Stellantis déploie 12 mwc en ombrières solaires sur trois sites

    Dans le cadre de sa feuille de route « Dare Forward 2030 », le constructeur automobile Stellantis s’associe à GreenYellow pour équiper trois de ses sites industriels français de centrales solaires en autoconsommation. D’une puissance totale de près de 12 MWc, ces installations en ombrières de parking représentent un investissement significatif dans une production d’électricité verte et locale.

    GreenYellow assure un service clé en main pour ces projets, incluant l’étude, le financement, la conception, l’installation et l’exploitation des centrales. La production annuelle attendue est équivalente à la consommation électrique de plus de 5 000 habitants, permettant une réduction substantielle de l’empreinte carbone des sites concernés.

    Détail des trois centrales pour Stellantis

    • Charleville-Mézières (Ardennes) : Il s’agit du projet le plus puissant avec 4,8 MWc. L’installation de 7 741 panneaux photovoltaïques devrait générer environ 4,5 GWh d’électricité renouvelable par an.
    • Valenciennes (Nord) : Cette centrale de 4,6 MWc, intégrant 7 419 panneaux, aura une production estimée à plus de 4,6 GWh/an.
    • Caen (Calvados) : D’une puissance de 2,4 MWc, l’installation avec 3 870 modules photovoltaïques produira près de 2,3 GWh annuellement.

    Stellantis prévoit déjà le déploiement de quatre centrales au sol supplémentaires sur d’autres sites, toujours en partenariat avec GreenYellow, confirmant l’engagement du groupe dans ce modèle énergétique.

    Bausch + Lomb s’équipe d’une centrale en PPA à Montpellier

    Le second projet concerne le leader mondial de la santé oculaire, Bausch + Lomb. Sur son site de Montpellier, GreenYellow a développé, financé à 100%, construit et mis en service en décembre 2023 une centrale solaire en ombrières de parking d’une puissance de 500 kWc.

    Cette installation s’inscrit dans le cadre d’un Contrat d’Achat d’Électricité (PPA) d’une durée de 12 ans. Ce modèle contractuel garantit à l’industriel un prix stable et compétitif pour l’électricité verte sur le long terme, sécurisant son approvisionnement et son budget énergie.

    Performance et impact environnemental du site de Montpellier

    La centrale, principalement dédiée à l’autoconsommation, couvre environ 45% des besoins électriques du site de Bausch + Lomb. Le surplus de production est injecté et valorisé sur le réseau public. Avec une production annuelle estimée à 700 MWh, cette infrastructure permettra d’éviter l’émission de plus de 350 tonnes de CO₂ chaque année, contribuant directement aux objectifs de responsabilité sociale et environnementale (RSE) de l’entreprise.

    L’autoconsommation industrielle, un levier clé pour la transition

    Ces projets emblématiques soulignent le rôle central que jouent désormais l’autoconsommation et les PPA dans la stratégie énergétique des grands industriels. Face à la volatilité des prix de l’énergie et aux impératifs réglementaires de décarbonation, produire sa propre électricité verte devient une solution à la fois économique et écologique.

    Les ombrières de parking, en particulier, optimisent l’utilisation de l’espace déjà artificialisé, protègent les véhicules et génèrent une énergie consommée sur place, réduisant les pertes en ligne. Pour en savoir plus sur les politiques de soutien aux énergies renouvelables, vous pouvez consulter le site du Ministère de la Transition Écologique.

    À travers ces partenariats, GreenYellow confirme sa position d’acteur intégré, capable de fournir des solutions sur mesure pour aider les entreprises à concrétiser leur transition énergétique et à améliorer leur compétitivité.

  • Le Canada accélère sa transition énergétique : 8 gw de renouvelables attendus d’ici 2029

    Le paysage énergétique canadien est en pleine mutation. Après une période de croissance modérée, le secteur des énergies renouvelables s’apprête à connaître une expansion majeure. Selon le dernier rapport de l’Association canadienne de l’énergie renouvelable (CanREA), la puissance installée combinée de l’éolien, du solaire et du stockage d’énergie devrait augmenter de 8 gigawatts (GW) d’ici 2029, marquant le début d’une décennie de croissance soutenue. Cette accélération est cruciale pour atteindre les objectifs climatiques du pays et assurer un avenir énergétique résilient.

    État des lieux : un parc renouvelable de 25 gw en 2025

    Le Canada dispose actuellement d’une base solide. Fin 2025, la puissance installée totale pour les filières éolienne, solaire et de stockage atteignait environ 25 GW. Ce parc se décompose ainsi :

    • Éolien : 18 GW
    • Solaire commercial à grande échelle : 5 GW
    • Solaire décentralisé (toitures, autoproduction) : 1 GW
    • Stockage d’énergie : 1 GW

    Cette capacité représente une augmentation remarquable de 56 % depuis 2020. L’année 2025 a été particulièrement révélatrice des tendances en cours, avec une progression contrastée : des ajouts modestes pour l’éolien (347 MW) et le solaire à grande échelle (57 MW), mais un bond significatif pour le stockage par batteries, notamment en Ontario avec 502 MW connectés au réseau.

    Les prévisions de croissance : vers un doublement de la capacité d’ici 2035

    Les perspectives à moyen et long terme sont ambitieuses et témoignent d’un engagement ferme en faveur de la transition.

    Objectifs à court et moyen terme (2029)

    Près de 24 GW de projets sont déjà annoncés ou en construction et devraient être raccordés au réseau d’ici 2029. Cette vague de nouveaux projets, qui inclut les installations « derrière le compteur », devrait porter la croissance totale à 8 GW supplémentaires sur cette période, soit une augmentation de 32 % par rapport au parc actuel.

    Vision à long terme (2035 et au-delà)

    L’horizon 2035 dessine un paysage énergétique transformé. Les projections de CanREA estiment que le Canada pourrait atteindre :

    • 30 à 51 GW de capacité éolienne.
    • 17 à 26 GW de capacité solaire.
    • 12 à 16 GW de capacité de stockage d’énergie.

    Ces chiffres impliquent un doublement global de la capacité installée d’ici 2035, avec un taux de croissance annuel pouvant se maintenir entre 50 % et 60 % jusqu’en 2050. Cette trajectoire est essentielle pour décarboner le réseau électrique et soutenir l’électrification de l’économie.

    Une dynamique nationale et inclusive

    La croissance ne se limite plus à quelques provinces pionnières comme l’Alberta. Une dynamique nationale est à l’œuvre :

    • L’Ontario consolide son leadership, notamment dans le stockage par batteries avec des projets phares comme Oneida, qui sera la plus grande installation du pays.
    • Le Québec et la Colombie-Britannique ont signé des contrats d’approvisionnement massifs qui devraient multiplier leur capacité actuelle par trois et quatre respectivement.

    Un aspect fondamental de cette transition est l’implication croissante des communautés et des Premières Nations. En 2025, plus de 70 % des nouveaux projets raccordés comportaient une participation autochtone, et 118 projets en exploitation sont désormais détenus par ces communautés. Ce partenariat est un pilier de la justice énergétique et du développement responsable.

    La montée en puissance de l’énergie distribuée

    Au-delà des grands projets, la transition s’opère aussi à l’échelle locale. Le segment de l’énergie distribuée (solaire résidentiel, micro-réseaux, batteries industrielles) connaît un essor marqué. Des programmes fédéraux comme l’Initiative canadienne pour des maisons plus vertes ont déjà permis d’installer environ 500 MW de solaire sur plus de 50 000 foyers. En 2025, les énergies renouvelables ont couvert 9,7 % de la demande électrique nationale, un chiffre appelé à croître rapidement.

    En conclusion, le Canada se positionne résolument sur la voie d’un avenir énergétique propre. La combinaison d’objectifs ambitieux, d’une dynamique nationale, d’une inclusion forte des communautés et du développement des technologies de stockage crée les conditions d’une transformation profonde et durable du système électrique.

  • L’Allemagne attribue 2,32 GW de solaire : analyse d’une enchère record

    L’Agence fédérale des réseaux allemande (Bundesnetzagentur) a clôturé son dernier appel d’offres pour le photovoltaïque au sol avec un succès retentissant. Un volume de 2 328 mégawatts (MW) de capacité a été attribué, dépassant les attentes et confirmant la dynamique robuste du secteur des énergies renouvelables en Allemagne. Cette enchère, notoirement sursouscrite, illustre la forte attractivité des investissements dans le solaire à grande échelle.

    Une compétition intense pour les projets solaires

    Pour le volume mis en jeu, la Bundesnetzagentur a reçu pas moins de 634 offres, représentant une capacité totale cumulée de 5 247 MWc. Cette sursouscription, où la demande a plus que doublé l’offre, démontre l’appétit considérable des développeurs de projets. Au final, 226 offres ont été retenues. Les prix attribués se sont situés dans une fourchette serrée, entre 44 et 53 € par MWh, avec un prix moyen pondéré s’établissant à 0,0500 €/kWh. Cette stabilité des prix est un indicateur clé d’un marché arrivé à maturité. Pour comprendre le cadre réglementaire de ces appels d’offres, vous pouvez consulter le site officiel de la Bundesnetzagentur.

    Répartition géographique des capacités attribuées

    L’analyse régionale des projets lauréats révèle une concentration significative dans le sud et l’est du pays. La Bavière arrive largement en tête, se voyant attribuer 901 MW de nouvelle capacité. Elle est suivie par la Saxe-Anhalt (282 MW) et le Brandebourg (215 MW). Cette répartition reflète à la fois le potentiel d’ensoleillement et la disponibilité de terrains adaptés, souvent d’anciennes zones industrielles ou agricoles. La transition énergétique allemande, ou Energiewende, trouve ainsi un terrain d’application concret dans ces régions. Le ministère fédéral de l’Économie et de l’Action climatique (BMWK) fournit des données complémentaires sur la stratégie énergétique nationale.

    Tendance et historique récent des enchères

    Cet appel d’offres s’inscrit dans une série régulière organisée par l’autorité allemande depuis 2024, montrant une constance remarquable dans les volumes attribués et les prix. Voici un aperçu des derniers résultats :

    • Août 2025 : 2,27 GW attribués, avec des prix entre 0,0400 et 0,0626 €/kWh.
    • Appel d’offres précédent : Environ 2,15 GW distribués, à des prix de 0,0388 à 0,0495 €/kWh.
    • Février 2025 : 2 150 MW alloués sur 242 offres, prix moyen de 0,0476 €/kWh.
    • Septembre 2024 : 2,15 GW attribués, prix moyen de 0,0505 €/kWh.
    • Mai 2024 : 2,23 GW alloués, prix moyen de 0,0511 €/kWh.

    Cette chronologie montre une stabilisation des prix autour de 0,05 €/kWh, signe d’un environnement concurrentiel équilibré et prévisible pour les investisseurs.

    Perspectives pour le solaire allemand

    Les résultats de cette dernière enchère renforcent les perspectives du photovoltaïque en Allemagne. La forte compétition et les volumes attribués régulièrement élevés sont de bons augures pour l’objectif national de développement des énergies renouvelables. Cette dynamique contribue directement à la sécurité d’approvisionnement et à la décarbonation du mix électrique. Pour suivre l’évolution de la capacité installée en Europe, l’association SolarPower Europe publie des rapports et analyses régulières.

    En conclusion, le dernier appel d’offres de la Bundesnetzagentur confirme la vitalité du marché solaire allemand à grande échelle. Avec des prix compétitifs et stables, une demande soutenue et une répartition territoriale active, le photovoltaïque au sol reste un pilier essentiel de la transition énergétique en Allemagne.

  • L’Afrique connaît un boom solaire historique avec une croissance de 54 % en 2025

    L’Afrique connaît un boom solaire historique avec une croissance de 54 % en 2025



    Le continent africain est entré dans une nouvelle ère de son développement énergétique. Selon le Global Solar Council (GSC), l’Afrique a enregistré en 2025 sa croissance la plus rapide jamais observée dans le secteur solaire, avec l’ajout de 4,5 gigawatts (GW) de nouvelles capacités. Cette performance représente une augmentation spectaculaire de 54 % par rapport à l’année précédente, marquant un tournant décisif dans la transition énergétique du continent.

    Les deux moteurs de l’expansion solaire africaine

    Cette croissance record est portée par deux dynamiques complémentaires qui structurent le marché. D’un côté, les projets solaires à grande échelle, souvent initiés et financés par les gouvernements et les institutions de développement internationales comme la Banque Africaine de Développement, continuent de se développer. De l’autre, le segment du solaire distribué connaît un essor remarquable. Les installations sur les toits des habitations, des commerces et des industries, financées majoritairement par le secteur privé, contribuent massivement à cette nouvelle capacité, démocratisant l’accès à une électricité propre et décentralisée.

    Un paysage énergétique en pleine diversification

    Si des pays leaders maintiennent leur avance, de nouveaux acteurs émergent avec force. Le marché reste dominé par l’Afrique du Sud (1,6 GW ajoutés), suivie du Nigeria (803 MW), de l’Égypte (500 MW) et de l’Algérie (400 MW). Cependant, la tendance la plus significative est la montée en puissance de marchés émergents. Le Maroc, la Zambie et la Tunisie ont ainsi respectivement augmenté leur capacité de 204 MWc, 139 MWc et 120 MW en 2025, souvent grâce à une forte adoption du solaire distribué.

    Note : Les données peuvent varier selon les sources. L’Association Africaine de l’Industrie Solaire (AFSIA) rapportait par exemple 2,4 GW installés pour la même période, soulignant les défis de l’harmonisation des statistiques à l’échelle continentale.

    Un potentiel immense face à des défis persistants

    L’Afrique détient un atout majeur : environ 60 % des meilleures ressources solaires de la planète. Alors que la demande énergétique du continent devrait être multipliée par huit d’ici 2050, l’énergie solaire apparaît comme une solution incontournable. Les importations de modules solaires, qui ont atteint 18,2 GW en 2025 – bien au-delà des besoins des seuls projets publics –, confirment l’engouement massif, notamment pour les applications résidentielles et commerciales.

    Le financement, principal frein à lever

    Malgré cette dynamique positive, un obstacle de taille persiste. Aujourd’hui, 82 % des investissements dans les énergies propres en Afrique proviennent encore de fonds publics ou de développement. Les projets privés, en particulier les installations distribuées qui nécessitent des financements locaux et à court terme, se heurtent à des difficultés d’accès au capital. Pour libérer tout le potentiel du continent, le GSC souligne la nécessité de créer des modèles financiers innovants et adaptés à cette réalité.

    Perspectives : vers un avenir radieux à condition d’agir

    Les prévisions pour les prochaines années sont extrêmement optimistes. Le secteur solaire africain pourrait afficher un taux de croissance annuel moyen de 21 % jusqu’en 2029. Si les recommandations clés sont mises en œuvre – notamment le développement de financements adaptés, l’amélioration de la collecte de données, et des investissements accrus dans les infrastructures de réseau et de stockage –, le continent pourrait installer plus de 33 GW de capacité solaire supplémentaire d’ici 2029. Cela multiplierait par six la capacité ajoutée en 2025, accélérant considérablement l’accès universel à une énergie fiable, abordable et durable pour tous les Africains.


  • La PPE 2024-2035 publiée : CNR réagit et souligne l’importance d’un cadre réglementaire stable

    La PPE 2024-2035 publiée : CNR réagit et souligne l’importance d’un cadre réglementaire stable

    La PPE 2024-2035 publiée : CNR réagit et souligne l’importance d’un cadre réglementaire stable

    Le gouvernement a officialisé la publication de la nouvelle Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE) pour la période 2024-2035, par décret au Journal Officiel. Cette feuille de route, attendue par l’ensemble de la filière énergétique, définit la stratégie française pour atteindre la neutralité carbone et assurer sa souveraineté énergétique. CNR (Compagnie Nationale du Rhône), premier producteur français d’électricité 100% renouvelable, salue cette publication tout en appelant à un cadre plus incitatif pour les énergies renouvelables.

    Une publication indispensable pour la visibilité de la filière

    La publication de la PPE marque une étape cruciale pour les investisseurs et les acteurs du secteur. Elle fixe des objectifs de développement pour chaque filière d’énergie renouvelable (EnR) et dessine la trajectoire de décarbonation du mix électrique national. Laurence Borie-Bancel, Présidente du Directoire de CNR, déclare : « Cette publication était indispensable pour donner un cadre clair et de la visibilité à toute une filière industrielle et énergétique. Bien que nous regrettions la réduction des ambitions sur le solaire et l’éolien terrestre, la PPE nous engage à nous mobiliser pleinement pour contribuer activement à la réussite des objectifs de la France. »

    Cette réaction fait écho aux analyses d’experts, comme celles de l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE), qui soulignent l’importance de politiques stables pour accélérer le déploiement des énergies propres.

    Les ambitions de la PPE et le rôle central de CNR

    La PPE réaffirme le rôle pivot de l’hydroélectricité, pilier historique et flexible du système électrique français. CNR, qui exploite les aménagements du Rhône, est un acteur majeur de cette filière. La programmation fixe également des caps pour l’éolien terrestre et le solaire photovoltaïque. Pour les atteindre, CNR compte sur ses filiales spécialisées, Vensolair (éolien) et Solarhona (solaire).

    Un appel à un cadre réglementaire et fiscal stable

    Dans son communiqué, CNR insiste sur une condition sine qua non pour réussir cette transition : la stabilité. L’entreprise appelle de ses vœux un cadre réglementaire et fiscal stable ainsi qu’un accompagnement de l’État incitatif. Cette stabilité est essentielle pour planifier les investissements massifs nécessaires, estimés à plusieurs milliards d’euros à l’échelle nationale, et pour garantir la compétitivité industrielle de la France. Cette demande rejoint les préconisations de la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) sur la nécessité de simplifier les procédures.

    CNR : un plan d’investissement ambitieux pour la transition énergétique

    CNR ne se contente pas de commenter la politique énergétique ; elle agit concrètement. Avec une production annuelle d’environ 15 TWh d’électricité renouvelable (l’équivalent de la consommation de 6,4 millions de personnes), l’entreprise a lancé un vaste plan d’investissement de 550 millions d’euros d’ici 2041.

    Les quatre piliers de la stratégie de CNR

    Pour contribuer aux objectifs nationaux, CNR structure son action autour de quatre axes majeurs :

    • Accroître la production et la flexibilité hydroélectrique du Rhône, un atout majeur pour l’équilibre du réseau.
    • Doubler ses capacités éoliennes et solaires pour atteindre 2 000 MW de puissance installée d’ici 2030.
    • Devenir un acteur référence de la ressource en eau, au-delà de la production d’électricité.
    • Poursuivre son partenariat stratégique avec le Grand Port Maritime de Marseille-Fos pour dynamiser la logistique fluvio-portuaire entre Lyon et la Méditerranée.

    La publication de la PPE 2024-2035 lance officiellement la course vers les objectifs climatiques de la France. La réaction de CNR illustre l’engagement des industriels, mais aussi leurs attentes légitimes : une vision à long terme doit s’accompagner de règles du jeu stables et incitatives pour libérer tous les investissements nécessaires à la transition énergétique.

  • Ppe3 et photovoltaïque : analyse d’un ralentissement pour la transition énergétique française

    Ppe3 et photovoltaïque : analyse d’un ralentissement pour la transition énergétique française

    La publication tardive de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE3) pour la période 2025-2035 par le ministre Sébastien Lecornu a suscité de vives réactions dans le secteur des énergies renouvelables. Alors que la France doit accélérer sa décarbonation, la trajectoire retenue pour le solaire photovoltaïque marque un net ralentissement, fixant un objectif de 48 GW de capacité installée d’ici 2030. Ce rythme, équivalent à environ 1.75 GW par an, contraste fortement avec le dynamisme du marché, qui a vu près de 5.9 GW installés en 2025. Cette analyse décrypte les implications de cette feuille de route pour la souveraineté et la transition énergétique du pays.

    Un cap stratégique flou sur l’électrification des usages

    La dépendance aux énergies fossiles, avec des importations avoisinant les 60 milliards d’euros annuels, rend cruciale une électrification massive et rapide des usages. La PPE3 affiche l’ambition de porter la part des énergies décarbonées de 42% en 2023 à 60% en 2030. Cependant, le plan manque de précision sur les moyens concrets pour y parvenir. Sans feuille de route opérationnelle claire pour électrifier les transports, l’industrie et le chauffage, cet objectif risque de rester un vœu pieux. La réussite nécessite une coordination forte entre développement des réseaux, incitations et déploiement des énergies renouvelables.

    Le photovoltaïque, une filière mature reléguée au second plan

    Malgré sa compétitivité prouvée – avec un coût de production autour de 40 €/MWh – et sa rapidité de déploiement, le solaire photovoltaïque est une nouvelle fois traité comme une variable d’ajustement. Cette filière industrielle mature est pourtant un levier essentiel de souveraineté énergétique, permettant une production locale et une réduction de la facture des consommateurs. Le ralentissement programmé menace directement la compétitivité de la filière française face à la concurrence internationale et sa capacité à innover.

    L’omission majeure du stockage d’énergie

    La PPE3 passe sous silence un enjeu pourtant central : le stockage de l’énergie solaire. Les solutions de stockage, comme les batteries, sont indispensables pour piloter la production intermittente, soulager les réseaux aux heures de pointe et sécuriser l’alimentation électrique. Cette absence de vision stratégique sur le couplage production-stockage fragilise la résilience du futur système électrique et représente un manque d’anticipation critique.

    Un mix électrique déséquilibré et un pari risqué sur le long terme

    La construction d’un mix énergétique décarboné diversifié est une nécessité. Toutefois, la PPE3 semble faire un pari presque exclusif sur le nouveau nucléaire, dont les premières mises en service ne sont pas attendues avant 2038. Ce choix reporte à très long terme les capacités de production bas-carbone et expose le pays à des risques de délais et de dépassements de coûts. Pendant cette période, le ralentissement des renouvelables comme le solaire pourrait maintenir une dépendance aux combustibles fossiles ou aux importations d’électricité.

    Visibilité incertaine et menaces sur l’emploi industriel

    La clause de revoyure prévue en 2027 introduit un flou préjudiciable. Sans visibilité à long terme, les industriels hésitent à investir dans des usines, la recherche et le développement, affaiblissant la souveraineté industrielle française. Par ailleurs, des incohérences apparaissent entre les volumes de déploiement annoncés et les projections de création d’emplois. Un ralentissement du marché menace directement les dizaines de milliers d’emplois non-délocalisables de la filière, de l’installation à la maintenance, en passant par l’ingénierie.

    En conclusion, la PPE3, en freinant le déploiement du photovoltaïque et en négligeant le stockage, rate une occasion de saisir les atouts d’une filière compétitive et rapide. Elle prend le risque d’affaiblir l’industrie française et de ralentir la transition énergétique à un moment où l’accélération est impérative pour la souveraineté, le pouvoir d’achat et le climat.