Le rythme d’installation des panneaux solaires est en ralentissement au Portugal. Une décélération de 21% est réelle, mais c’est aussi un signe d’optimisation des stratégies, de renforcement de l’efficacité et de meilleure allocation de chaque euro investi dans l’énergie propre.
Si vous souhaitez continuer à avancer, la solution repose sur une planification intelligente, des travaux utiles à la maison et des décisions énergétiques avec un retour clair.
Peu de temps ? Voici l’essentiel :
| ✅ Points clés | Pourquoi c’est important maintenant |
|---|---|
| 📉 Les installations chutent de 21% au Portugal | La capacité d’ajout annuel diminue à 1,7 GW ; il est temps de prioriser les projets avec un meilleur retour et de préparer l’interconnexion au réseau. |
| ⚡ Réseau congestionné et PPA faibles | Planifiez tôt le point de connexion, envisagez la hybridation et l’autoconsommation partagée pour débloquer des projets. |
| 🏠 Efficacité d’abord, panneaux ensuite | L’isolation, l’ombrage et la gestion de la charge réduisent la puissance installée et raccourcissent le retour sur investissement 🕒. |
| 🔋 Batteries et communautés | Dans les profils avec des pics en soirée, le stockage et les communautés énergétiques améliorent l’économie du système 💡. |
Chute de 21% des installations solaires : que signifie-t-elle et comment s’adapter
Les données les plus récentes indiquent une contraction de 21% de l’installation de nouvelle capacité solaire dans le pays, passant de 2,1 GW l’année précédente à 1,7 GW maintenant (valeurs en courant continu). Le ralentissement n’est pas un phénomène isolé : dans toute l’UE, les nouvelles connexions ont légèrement reculé, de 65,6 GW à 65,1 GW, le premier déclin depuis 2016.
Au Portugal, le portefeuille de projets reste robuste, mais la réalisation sur le terrain est freinée par la congestion du réseau, un dynamisme réduit des PPAs et des prix de gros plus bas. Résultat : les projets à grande échelle retardent la décision finale d’investissement et le segment résidentiel ajuste ses attentes. Néanmoins, le pays a accumulé environ 8,2 GW installés (DC), répartis entre 44% décentralisé et 56% à grande échelle, se maintenant dans le top 10 européen en évolution annuelle.
Jeter un œil à l’extérieur aide à prendre du recul : l’Allemagne avance peu (+1%), l’Espagne modérément (+5%), la France surprend (+17%), la Roumanie décolle (+45%) et les Pays-Bas sont en chute libre (-34%). Le Portugal recule plus que la moyenne, mais conserve des fondations solides : fort ensoleillement, projets matures et autoconsommation en expansion.
Le système électrique national a également changé : les renouvelables ont atteint près de 77% de la production électrique cumulée jusqu’en août, renforçant le rôle du solaire dans le mix. En courant alternatif, les statistiques officielles totalisaient 6,5 GW jusqu’en octobre, avec 824 MW connectés au cours des dix premiers mois et environ 30% de cela en production décentralisée.
Causes réelles du ralentissement : réseau, PPAs et prix
La racine du ralentissement combine trois éléments maîtres. Premièrement, la capacité limitée du réseau dans certaines zones : les transformateurs et les lignes saturées ralentissent les connexions. Deuxièmement, la moindre activité des PPAs, qui complique le financement sans recettes stables à long terme. Troisièmement, des prix de l’énergie plus bas, qui allongent le retour sur investissement, surtout là où l’autoconsommation n’est pas maximisée.
Il y a également un rééquilibre sain : après des années d’euphorie, le marché filtre les projets et favorise des solutions plus efficaces, comme l’hybridation (solaire + éolien + stockage), le partage d’autoconsommation et le repowering des centrales existantes.
Exemple pratique : Condomínio Ribeira Nova
Un condominium de 42 fractions, à Setúbal, prévoyait 120 kWp sur le toit, mais a rencontré un retard de connexion. La solution a été de phaser : 40 kWp dans la phase 1, gestion active des charges communes et adoption d’une communauté énergétique pour le partage avec 12 voisins proches. Avec la courbe de consommation ajustée (pompes à chaleur programmées et recharge de véhicules au moment opportun), le projet a atteint autoconsommation de 73% dans la phase initiale et a rendu possible la phase 2 sans surdimensionner les onduleurs.
Le message est simple : le ralentissement du marché n’est pas un frein à votre plan, c’est une invitation à le structurer mieux.
Moins de panneaux, plus d’efficacité : comment réduire la consommation et payer moins
Lorsque l’installation ralentit, l’efficacité devient le principal levier. Dans de nombreuses maisons, investir d’abord dans l’isolation et la gestion thermique raccourcit le retour sur investissement solaire et réduit la puissance à installer. L’objectif est clair : consommer moins, mieux et au bon moment.
Commencez par l’enveloppe. Des toitures avec isolation continue, des menuiseries étanches et un ombrage intelligent réduisent la charge thermique. Dans des climats chauds comme celui de l’Alentejo, les brises-soleil et les stores extérieurs évitent le surchauffement sans recours excessif à la climatisation. Sur la côte, éviter les ponts thermiques et les condensations économise de l’énergie et prolonge la durée de vie des matériaux.
La deuxième étape consiste à maîtriser la courbe de consommation. Une pompe à chaleur efficace fonctionnant à midi, lorsque le soleil brille, vaut plus que deux modules supplémentaires. Les chauffe-eau avec résistance électrique peuvent être alimentés par des fenêtres solaires, transformant les excédents en “batterie thermique”. Dans les cuisines, les plaques à induction avec fonction “gestion de puissance” préviennent des pics inutiles.
Checklist d’efficacité immédiate
- 🧊 Isolation de la toiture (≥ 12 cm de laine minérale) : réduit 20–30% de la charge thermique.
- 🌞 Ombre extérieure sur les fenêtres au sud/à l’ouest : bloque les gains solaires excessifs.
- 🕒 Programmation des charges : machines à laver, ECS et VE pendant les heures de plus grande production.
- 🔌 Prises intelligentes avec mesure : données réelles pour dimensionner le PV sans “approximation”.
- 🛁 Préchauffage de l’ECS à midi : utilise des excédents comme stockage thermique.
- 📶 Gestion centralisée (Système de Gestion Énergétique à Domicile) : orchestre les charges et évite les pics.
Ces mesures préparent le terrain pour un système photovoltaïque efficace. Si votre maison nécessitait 6 kWp, une stratégie d’efficacité peut réduire cela à 4–5 kWp, tout en maintenant le confort et des factures basses. Moins de modules, moins d’onduleur, moins de structure — un investissement moindre et un risque contrôlé.
Cas : maison à Évora
Dans une maison T3 de 200 m², isolée en liège et avec des stores extérieurs, la charge thermique annuelle a chuté de 28%. En ajustant les horaires de l’ECS et du sèche-linge pour 12h–16h, l’autoconsommation a augmenté à 78%. Le système final était de 4,2 kWp avec un onduleur de 3,6 kW et sans batterie. Au lieu de 10 ans, la durée de retour sur investissement estimée était de 7–8 ans, même avec des tarifs plus bas sur le marché de gros.
Si le marché ralentit, l’efficacité réchauffe l’équation financière.
Explorer des guides pratiques et des cas réels aide à définir des priorités et à éviter les surdimensionnements. Une information claire évite les dépenses qui n’apportent rien au confort.
Autoconsommation, communautés énergétiques et batteries : bien choisir en 2025
Avec un réseau congestionné et des PPAs plus rares, les modèles d’autoconsommation gagnent en pertinence. Le défi est de décider entre individuel, collectif, communautés énergétiques et l’utilisation de batteries. Le bon choix dépend de votre courbe de consommation, de l’exposition solaire et du tarif souscrit.
Dans le résidentiel typique, l’autoconsommation individuelle reste la base. Dans les bâtiments et les lotissements, l’autoconsommation collective permet de partager la production par fractions, lissant les pics et augmentant le taux d’utilisation local. Les communautés énergétiques vont plus loin : elles incluent des utilisateurs proches (comme des cafés, épiceries et écoles) et débloquent des synergies quotidiennes — le commerce consomme quand les familles sont absentes.
Et les batteries ? Lorsqu’il y a des excédents réguliers à midi et une consommation significative en fin de journée, le stockage adoucit la facture. Attention, toutefois, aux prix : en périodes d’énergie bon marché, la batterie est en concurrence avec le réseau. Cela en vaut la peine si votre objectif est d’augmenter l’autonomie et de réduire les pics souscrits.
| 🔎 Option | 💚 Avantages | ⚠️ Risques | ⏱️ Retour sur investissement typique |
|---|---|---|---|
| Autoconsommation individuelle | Simple, direct, haute fiabilité | Excédents mal exploités sans gestion | 6–9 ans 🕒 |
| Autoconsommation collective | Distribue la production et les pics dans l’immeuble | Exige un accord et une mesure partagée | 5–8 ans 🕒 |
| Communauté énergétique | Synergies locales, meilleur taux d’utilisation | Processus juridique et technique plus complexe | 6–10 ans 🕒 |
| Batterie résidentielle | Autonomie et puissance de pointe | Capex élevé, sensible aux prix du réseau | 8–12 ans 🕒 |
Comment décider avec des données (et non avec des mythes)
Surveillez les consommations par circuit pendant 2 à 4 semaines. Si votre consommation nocturne est importante, une batterie de 5 à 7 kWh peut avoir du sens. Si le pic est en milieu de journée, il est préférable de décaler les charges (ECS, machines, VE). Dans les immeubles, analysez les profils par fraction : les personnes âgées et le télétravail consomment quand il y a du soleil, augmentant la viabilité du collectif.
Dans le commerce de proximité, un mini-PV de 10 à 20 kWp et des contrats de partage avec des voisins génèrent des revenus stables et fidélisent les clients. Tout est documenté et transparent, avec mesure certifiée et règles claires de partage.
Décider sur la base de données réelles réduit les erreurs et raccourcit le chemin vers le retour.
Projets à grande échelle et le réseau : comment débloquer les licences et connexions
Le ralentissement a mis en lumière un goulet d’étranglement : le réseau. Il y a environ 20 GW de projets avec licences ou points de connexion attribués, mais beaucoup attendent des renforts d’infrastructure. Pour ceux qui promeuvent des parcs ou de grands autoconsommations, le mot d’ordre est flexibilité : ajuster la configuration, l’emplacement et le calendrier pour aligner production et capacité disponible.
La hybridation est une voie de progrès. En combinant solaire et éolien sur un même point de connexion, le profil global est plus lisse et réduit le besoin de renforts volumineux. Le repowering de centrales existantes — en remplaçant des équipements par des modèles plus efficaces — exploite des autorisations et infrastructures, accélérant les délais. Dans des marchés avec des prix plus bas, la réduction du risque opérationnel prend le pas sur les gains marginaux d’énergie.
Hybridation et repowering : raccourcis viables
Les projets qui combinent PV + éolien + stockage offrent une puissance plus prévisible. Dans des lieux où les nouvelles connexions sont bloquées, le repowering d’un parc éolien avec des panneaux en aval du même point de connexion peut être la voie la plus rapide et la plus sûre. Pour les installations industrielles, des batteries de 1 à 2 heures aplanissent les pics et augmentent l’utilisation locale du PV, évitant ainsi des exportations durant les heures à bas prix.
Les procédures se numérisent. En préparant la documentation, soyez précis : études d’impact sur le réseau, courbes de production simulées et stratégies de coupure automatique (“curtailment” intelligent) montrent un engagement envers la stabilité du système. Ce détail technique renforce la confiance de l’entité gestionnaire.
PPAs de proximité et partage virtuel
Avec l’activité des PPAs plus discrète, les contrats de proximité — entre producteurs locaux et consommateurs électro-intensifs — gagnent en intérêt. Le partage virtuel de l’énergie au sein de la même zone de réseau réduit les pertes et diminue le risque de prix. Pour les coopératives et les municipalités, les accords quadriennaux avec des clauses de révision annuelle équilibrent sécurité et flexibilité.
Le plan d’action pratique inclut : aligner le calendrier des travaux avec les fenêtres de connexion, prévoir l’hybridation dès le projet de base, évaluer le repowering là où des infrastructures existent et miser sur la gestion de la flexibilité (batteries, contrôle de charge). Rien de tout cela n’est théorique : ce sont des décisions qui raccourcissent les délais de plusieurs mois et garantissent le retour dans une phase de marché plus exigeante.
Lorsque le réseau est la limite, l’ingénierie devient le levier.
Perspectives 2026–2030 : le Portugal entre objectifs et réalité — que faire dès maintenant
Horizon clair : avec la dynamique actuelle, le pays pourrait atteindre environ 19 GW cumulés d’ici 2030, en dessous de l’objectif officiel de 20,8 GW. Dans l’UE, l’objectif de 750 GW semble s’échapper, avec des projections tournant autour de 718 GW. Malgré cela, l’énergie solaire a déjà fourni environ 13% de l’électricité européenne, preuve que la transition est en cours — et a besoin d’un nouvel élan.
Qu’est-ce qui peut débloquer ? Une combinaison de mesures : renforcement et modernisation du réseau, transposition rapide de la RED III, simplification des licences avec des processus numériques, et des marchés de flexibilité qui valorisent le stockage et la réponse de la demande. En parallèle, des politiques municipales qui promeuvent l’autoconsommation et des communautés énergétiques renforcent le tissu local et réduisent les pertes dans le réseau.
Il existe également un chemin à court terme à la portée de chaque famille ou entreprise. Premièrement, dimensionner les systèmes à partir de données réelles (pas selon des “règles empiriques”). Deuxièmement, prioriser l’efficacité et le déplacement des consommations avant d’augmenter la puissance. Troisièmement, évaluer les opportunités de partage — dans l’immeuble, la rue, le quartier — pour améliorer l’utilisation de l’énergie produite.
Pour ceux qui gèrent des actifs ou des portefeuilles, planifiez l’“échelle” 2026–2030 : phases bien définies, objectifs d’autoconsommation, scénarios de prix et options d’hybridation préconçues. Si le marché va osciller encore deux ans, le point optimal est de construire de la résilience maintenant pour récolter en 2028–2029, lorsque le volume européen a tendance à récupérer pour environ 67 GW/an.
Et sur le terrain, comment commencer demain ? Faites un audit des charges à la maison, ajustez les horaires de l’ECS et de la blanchisserie pour les fenêtres solaires, et vérifiez si le toit permet un ombrage efficace en été. Si vous avez déjà du PV, testez les profils d’exportation et évaluez une petite batterie ou l’adhésion à une communauté locale. Petits pas, grand effet.
En résumé : l’euphorie est passée, la maturité est arrivée. Le secret est de combiner efficacité, données et bonne ingénierie. Si vous devez garder une seule idée, que ce soit celle-ci : alignez votre consommation avec le soleil — le retour apparaît et le réseau remercie. 🌞
Source : expresso.pt
