Peak Energy va construire la première usine américaine de systèmes de stockage d’énergie sodium-ion à l’échelle du réseau

Récemment, l’appel d’offres pour le contrat EPC de la centrale de stockage d’énergie autonome de 100 MW/200 MWh à Xigang (ville de Tengzhou, province du Shandong) a été annulé, l’avis ayant été publié seulement un jour après la diffusion de l’avis d’appel d’offres. La raison invoquée était des « changements significatifs ». En juillet également, l’appel d’offres pour le contrat EPC du projet de stockage d’énergie autonome de 200 MW/800 MWh à Usu (Xinjiang) a de nouveau été annulé, pour cause d’« ajustements significatifs du contenu des travaux ». Il s’agissait déjà de la troisième annulation de cette procédure. En revenant sur l’historique des appels d’offres du projet d’Usu, le premier a eu lieu en novembre 2025, avec un budget de 730 millions de yuans, soit un prix unitaire de 0,91 yuan/Wh. Il a ensuite été annulé en raison de modifications significatives des spécifications techniques. Après reprise, le budget a été porté à environ 807 millions de yuans, le prix unitaire passant à 1,01 yuan/Wh. En janvier 2026, le projet a annoncé que PowerChina Jiangxi Electric Power avait remporté l’appel d’offres à un prix unitaire de 0,94 yuan/Wh.

Le rapport annuel d’Observ’ER montre que le marché français du solaire de petite puissance a fortement ralenti en 2025, après huit années consécutives de croissance. Les volumes vendus pour les systèmes de moins de 3 kW ont chuté de 45,4 % en glissement annuel, à 153,25 MW, tandis que le segment 3–9 kW a reculé de 17,6 %, passant de 685 MW à 564,1 MW. Observ’ER attribue ce repli principalement aux modifications réglementaires introduites en 2025. Depuis mars, les installations de 0 à 9 kW ne peuvent plus vendre l’intégralité de leur production à EDF OA et ne sont autorisées qu’à vendre leur excédent d’électricité, alors que le tarif de rachat du surplus est passé de 0,12 €/kWh à 0,01 €/kWh. Les aides à l’autoconsommation ont également été réduites. SMM estime que le basculement rapide vers l’autoconsommation a dégradé la rentabilité à court terme des projets photovoltaïques résidentiels en France, rendant le stockage et des taux d’autoconsommation plus élevés de plus en plus déterminants pour une future reprise de la demande.

L’Autorité de régulation de l’électricité du Liban a lancé un appel d’offres pour un maximum de cinq projets solaires connectés au réseau, d’une capacité installée cumulée de 350 MW et d’un stockage par batterie de 1 GWh. L’emplacement et la capacité exacte de chaque projet restent à annoncer. Les développeurs retenus devront assurer l’acquisition ou la location du terrain, les autorisations, la conception, le financement, la construction, l’interconnexion, les tests, la mise en service, ainsi que l’exploitation et la maintenance à long terme. Les projets devraient suivre le modèle du producteur indépendant d’électricité, avec des manifestations d’intérêt à soumettre avant le 31 août. Selon l’IRENA, la capacité solaire cumulée du Liban a atteint 1,505 GW fin 2025, contre 1,081 GW en 2024.