TCL Zhonghuan convertit 20 GW de capacité de cellules TOPCon en contact arrière
Le fabricant solaire chinois TCL Zhonghuan a reçu l'approbation de son conseil d'administration pour un projet de mise à niveau de capacité de 2,6 milliards de CNY (382 millions de dollars) visant à convertir 20 GW de capacité de cellules TOPCon existantes en lignes de production de cellules à contact arrière (BC) — 6 GW à Quzhou et 14 GW à Xinzhou —, ainsi qu'à mettre à niveau 25 GW de capacité de modules TOPCon en lignes de modules BC sur cinq sites. Les lignes de cellules et de modules BC devraient commencer leur montée en puissance à partir du troisième trimestre 2026, avec une production complète d'ici le premier trimestre 2027. Séparément, l'appel d'offres cadre 2026-2027 de Datang Group couvre 11 GW de modules PV (6 GW TOPCon, 1 GW HJT, 4 GW BC) et 9,5 GW d'onduleurs, avec des prix de soumission pour les modules BC allant de 0,790 à 0,812 CNY/W et pour les TOPCon de 0,705 à 0,800 CNY/W.
Longi lance la production de 21 GW de cellules à contact arrière avec métallisation à l'alliage de cuivre
Longi a commencé la production sur une ligne de fabrication de cellules à contact arrière (BC) de 21 GW sur sa base de Xixian dans la province du Shaanxi, marquant le premier déploiement à l'échelle du gigawatt de sa technologie de métallisation Alloy Contact Matrix (ACM) qui remplace la pâte d'argent conventionnelle par un alliage à base de cuivre. L'ACM comprend une couche barrière à l'échelle nanométrique empêchant la diffusion du cuivre, un matériau d'alliage de cuivre améliorant la résistance à l'oxydation et une structure de contact ponctuel de type matrice réduisant la zone de contact métal-silicium et les pertes de recombinaison. Certifiée par l'ISFH allemand, la cellule atteint une efficacité de 27,6 % et une puissance de module de 672 W (certifiée par le TÜV Rheinland). Le principal moteur commercial est la réduction des coûts, la pâte d'argent restant le coût non silicium le plus important dans les cellules BC. Longi n'a pas encore divulgué les données de rendement de production ou de fiabilité extérieure à long terme.
Le Royaume-Uni approuve des projets PV totalisant 1,2 GW
Le gouvernement britannique a accordé des ordonnances de consentement de développement pour trois grands projets solaires totalisant 1,2 GW en cinq jours, tous comprenant des systèmes de stockage d'énergie par batterie co-localisés. La ferme solaire One Earth de 740 MW près de Lincoln (PS Renewables/Perigus Energy), la ferme solaire Peartree Hill de 320 MW dans le Yorkshire de l'Est (RWE) et la ferme solaire Dean Moor de 150 MW dans le West Cumbria (ib vogt/Firma Energy) ont été approuvées par le processus de planification des infrastructures importantes nationales requis pour les projets solaires anglais de 100 MW et plus. Les approbations interviennent juste avant l'ouverture du huitième tour d'allocation des Contrats pour la Différence le 20 juillet. Le Royaume-Uni vise au moins 45 GW de solaire déployé d'ici 2030, contre 22,6 GW en mai 2025.
L'Argentine attribue 700,5 MW de stockage par batterie sur des nœuds critiques du réseau
Le Secrétariat à l'Énergie de l'Argentine a officiellement attribué 20 projets BESS totalisant 700,5 MW dans le cadre de l'appel d'offres AlmaSADI via la résolution 155/2026, représentant un investissement estimé à 700 millions de dollars. Les projets couvrent sept régions : province de Buenos Aires (185 MW), Nord-Ouest de l'Argentine (150 MW), Chaco-Formosa (161,5 MW), Misiones-Corrientes (50 MW), Entre Ríos (50 MW), Santa Fe (36 MW) et la région de la Pampa (68 MW), attribués à cinq développeurs dirigés par Genneia (7 projets) et DQD Energy (8). L'appel d'offres a attiré 235 offres techniques totalisant 8 338 MW — plus de 11 fois l'objectif de 700 MW. Ceci fait suite à l'appel d'offres AlmaGBA qui a attribué 713 MW pour la région métropolitaine de Buenos Aires, conçus collectivement pour fournir une réponse rapide à la demande, une flexibilité de dispatch et une fiabilité du réseau dans les régions contraintes par la transmission.
L'opérateur du réseau brésilien prévient que le délestage pourrait atteindre 40 GW d'ici 2030
L'Opérateur National du Système Électrique (ONS) du Brésil a publié son Plan d'Opération à Moyen Terme 2026-2030, avertissant que le délestage éolien et solaire pourrait atteindre 40 GW par an entre 2027 et 2030, en raison des surplus renouvelables pendant les heures de pointe solaires coïncidant avec une demande plus faible et des goulets d'étranglement de transmission. Une analyse de sensibilité a montré que l'ajout de 4 GW de nouvelle charge réduirait le délestage de moins de 800 MW. L'ONS prévoit une demande de pointe d'environ 129 GW d'ici 2030 (+17 % par rapport à 2025), une capacité installée totale de 269 GW, l'éolien/solaire centralisé approchant 60 GW, potentiellement jusqu'à 77 GW, et la génération distribuée dépassant 43 GW. Les investissements de transmission prévus totalisent 28,1 milliards de BRL (environ 5,45 milliards de dollars), dont 5 301 km de nouvelles lignes. L'ONS appelle au déploiement de BESS, à la réponse à la demande et à un meilleur alignement de l'expansion des énergies renouvelables avec la croissance de la demande.
Unigrid dévoile des systèmes de stockage d'énergie résidentiels à ions de sodium
Unigrid, basé en Californie, a lancé Na+Casa, son premier système de stockage d'énergie résidentiel utilisant une technologie de cathode propriétaire à base d'oxyde de sodium et de chrome (NaCrO₂), revendiquant une durée de vie de 10 000 cycles à 100 % de profondeur de décharge (plus de 27 ans de cycles quotidiens) avec certains produits commerciaux évalués au-delà de 30 000 cycles. L'unité murale pèse 108,9 kg, mesure 477 × 869 × 269 mm et fournit 9,25 kWh d'énergie utilisable avec une tension nominale de 46,4 V. Elle prend en charge la charge de -20 °C à 60 °C et la décharge de -40 °C à 60 °C, éliminant les risques d'incendie liés au lithium-ion. Le courant de charge/décharge standard est de 50 A avec une capacité d'impulsion de 200 A. Certification de transport UN 38.3 obtenue ; CE et UL 9540/1973 en attente. Des installations européennes sont en cours avec un lancement américain prévu d'ici la fin de 2026. Unigrid vise une production annuelle de cellules de 1 GWh en 2026.
L'expansion du réseau, le stockage, la flexibilité sont à la traîne par rapport à la croissance des énergies renouvelables en Europe
Un rapport de l'Observatoire européen de la neutralité climatique (ECNO) avertit que l'expansion du réseau, le stockage d'électricité et les mesures de flexibilité ne suivent pas le rythme de la croissance de la capacité des énergies renouvelables. Les énergies renouvelables variables ont atteint 30 % de la production d'électricité de l'UE en 2025, mais la croissance de 2020-2025 a été beaucoup trop lente pour atteindre l'objectif de 58 % d'ici 2030. Les principaux obstacles comprennent le délestage et les limitations de flexibilité qui empêchent la part des énergies renouvelables d'augmenter proportionnellement à la capacité installée. Une croissance annuelle de l'investissement dans les réseaux de distribution de 12 à 25 % est nécessaire. Le déploiement des compteurs intelligents est à la traîne, bloquant la flexibilité du côté de la demande, tandis que de nombreux mécanismes de capacité favorisent encore les centrales à gaz par rapport aux batteries. L'auteur principal Eike Velten a souligné que les tarifs dynamiques sont inutiles sans compteurs intelligents. Un rapport précédent d'Ember a identifié un déficit d'environ 120 GW entre l'expansion prévue des énergies renouvelables et la capacité du réseau disponible dans la plupart des États membres de l'UE.
Les logiciels peuvent libérer 300 GW de capacité sur le réseau américain sans nouvelles centrales électriques
Des logiciels avancés d'analyse du réseau peuvent libérer 300 GW de capacité cachée sur le réseau américain existant d'ici 3 à 5 ans sans construire de nouvelles centrales électriques ou lignes de transmission, selon le PDG de GridCARE, Amit Narayan, sur le podcast Energy Empire avec Jigar Shah. Le réseau américain fonctionne à seulement environ 33 % de sa capacité en raison d'une planification de contingence N-2 vieille de plusieurs décennies couvrant 100 millions de combinaisons de défaillances possibles sur environ 10 000 composants du système. Une analyse de l'Université Duke par Tyler Norris a révélé que si les charges importantes acceptent le délestage pendant seulement 0,25 % de l'année (environ 2 heures de pointe), le réseau peut absorber près de 100 GW de nouvelle demande. Les résultats prouvés incluent National Grid (NY) identifiant plus de 650 MW, Portland General Electric débloquant plus de 400 MW pour six centres de données des années à l'avance, et PJM examinant 811 demandes de génération (220 GW) en moins d'une heure. Le principal défi est la confiance institutionnelle — les départements de planification des services publics utilisent des modèles statiques qui ignorent les ressources de flexibilité que les équipes d'exploitation déploient déjà.
La Suisse déploie 1,33 GW de solaire en 2025
La Suisse a installé 1,33 GW de nouvelle capacité solaire PV en 2025, en baisse par rapport à 1,8 GW en 2024 — la première baisse annuelle depuis 2017 —, portant les installations cumulées à 9 498,6 MW sur 338 270 systèmes selon les données de Swissolar. La production solaire a atteint près de 8 TWh, couvrant 13,71 % de la consommation d'électricité, soit une augmentation de 33,3 % d'une année sur l'autre. Par segment, le commercial/industriel a mené avec 547 MW ; les maisons unifamiliales ont ajouté 25 562 systèmes (342,9 MW, moyenne de 13,4 kW) ; les immeubles collectifs 5 800 systèmes (204,4 MW) ; les bâtiments agricoles 110 MW ; les bâtiments publics 65,6 MW ; et les installations au sol seulement 33,3 MW sur 50 installations. Le stockage par batterie a bondi de 70 % en glissement annuel avec 27 775 nouveaux systèmes totalisant 485 000 kWh, atteignant un cumul de 1,38 GWh sur 93 500 systèmes. Swissolar a attribué le ralentissement du PV à l'incertitude du marché de l'énergie et de la politique fédérale, appelant à des incitations supplémentaires pour l'autoconsommation et le modèle d'électricité locale.
Les prix du polysilicium en Chine chutent alors que la production rebondit, la surabondance persiste
Le prix du polysilicium de qualité mono en Chine a chuté de 2,12 % d'une semaine à l'autre pour atteindre 32,286 CNY/kg (4,75 $/kg) selon l'OPIS Global Solar Markets Report. Un producteur majeur a conclu des ventes à environ 32 CNY/kg, établissant une référence, tandis que les petits fournisseurs négocient en dessous de ce niveau. La production nationale a considérablement rebondi : juin environ 93 000 tonnes (contre environ 85 000 tonnes en mai), prévision d'août potentiellement supérieure à 110 000 tonnes, revenant aux niveaux de 2025. La saison des pluies riche en hydroélectricité entraîne une augmentation de la production avec 50 000 à 60 000 tonnes attendues, maintenant les prix en dessous des coûts de production. La Chine a publié trois normes nationales obligatoires d'efficacité énergétique effectives le 1er janvier 2027 : seuils de polysilicium par procédé Siemens à 5,0/5,5/6,4 kgce/kg et polysilicium granulaire FBR à 3,6/4,0/5,0 kgce/kg par qualité. Les estimations de l'industrie indiquent qu'environ 30 % de la capacité existante pourrait être affectée, mais environ 2 millions de tonnes/an (équivalent à 900 GW de production annuelle de modules) resteraient opérationnelles, ce qui signifie que la surabondance structurelle persiste malgré des réglementations plus strictes.
La Côte d'Ivoire met en service 52 MW de solaire
La centrale solaire de Ferké de 52 MW en Côte d'Ivoire, dans la région septentrionale du Tchologo, a été officiellement inaugurée. L'installation de 41 milliards de XOF (71,5 millions de dollars) s'étend sur 70 hectares avec plus de 73 000 panneaux, générant 90 GWh par an pour alimenter plus de 370 000 foyers, écoles, centres de santé et entreprises. Développé par PFO Africa dans le cadre d'une convention de concession de février 2024, il s'agit de la deuxième centrale solaire opérationnelle de Côte d'Ivoire après le projet Boundiali de 37,5 MW (avril 2024). Les projets en pipeline comprennent Kong (50 MW) et M'Bengue (52 MW) (tous deux d'ici fin 2027), ainsi qu'un projet Amea Power de 50 MW en construction. Le vice-Premier ministre Téné Birahima Ouattara a déclaré que le solaire représente une "véritable opportunité" pour réduire les coûts de l'énergie, accélérer l'électrification rurale, créer des emplois, renforcer la souveraineté énergétique et soutenir le développement durable. Les objectifs nationaux visent à ce que les énergies renouvelables représentent 46,3 % du mix énergétique d'ici 2035, le solaire dépassant 1,3 GW.
Les vagues de chaleur provoquent des pertes horaires de PV jusqu'à 90 % dans la péninsule ibérique
Une étude de l'Université d'Évora révèle que les vagues de chaleur ibériques peuvent provoquer de graves pertes de rendement de courte durée dans les centrales PV, atteignant jusqu'à 90,4 % par heure. Les chercheurs ont analysé trois centrales — Zebro au Portugal (37,06 kW) et Ariza (15 kW) et Amibil (64,5 kW) à Saragosse, en Espagne — lors de quatre événements de chaleur extrême entre 2024 et 2025, validés par rapport aux données de réanalyse ERA5-Land (corrélation jusqu'à 0,95 pour la température, 0,98 pour le GHI). L'efficacité des modules en silicium cristallin diminue de 0,3 à 0,5 % par degré Celsius au-dessus de 25 °C, les températures des modules dépassant 70 °C pendant les vagues de chaleur provoquant une dégradation accélérée et un dérating thermique des onduleurs. La perte quotidienne la plus importante a été de 17,6 % à Zebro lors de la vague de chaleur portugaise de 2025, bien que les performances se soient généralement rétablies en une journée. De manière critique, les simulations PVsyst utilisant des données d'année météorologique typique surestiment systématiquement la production pendant les chaleurs extrêmes, révélant un "énergie non servie" ("Energy Not Served") de plus en plus important. Les chercheurs exhortent le secteur solaire européen à passer de la maximisation de la production annuelle à l'amélioration de la résilience face aux événements de chaleur extrême récurrents.