Pour répondre à la demande croissante en matière d’autoconsommation solaire, le fournisseur d’électricité verte Octopus propose une offre portant sur l’installation de centrales solaires chez les particuliers.

Depuis quelques années, les fournisseurs d’électricité se diversifient pour faire face à l’évolution du marché de l’énergie. Les clients sont de plus en plus nombreux à s’intéresser à l’autoconsommation solaire et souhaitent investir dans des panneaux photovoltaïques. Mais l’offre est foisonnante et le marché subit son lot d’arnaques, si bien qu’il peut paraître intéressant de se faire accompagner par son fournisseur d’électricité pour mener à bien son projet solaire.

Une offre solaire avec un accompagnement de A à Z du client

Après EDF, Eni ou encore Ekwateur, c’est au tour d’Octopus Energy de se lancer dans l’installation de panneaux solaires. Fournisseur d’électricité britannique fondé en 2015, Octopus Energy propose une offre d’électricité verte à prix fixe. Pour compléter son catalogue, l’opérateur vient d’annoncer le lancement d’une offre solaire. Concrètement, le client est accompagné de A à Z dans son projet solaire, du dimensionnement du parc à l’installation des panneaux. L’offre est évidemment ouverte à tous les consommateurs, qu’ils soient clients ou non d’Octopus pour la fourniture d’électricité. Toutefois, seuls ceux qui ont signé un contrat de fourniture pourront bénéficier d’un accompagnement personnalisé après la fin du chantier pour maximiser leur autoconsommation.

Octopus se distingue ici de la plupart de ses concurrents par le fait qu’il a internalisé cette nouvelle prestation, c’est-à-dire que l’opération est réalisée par ses équipes et non par un prestataire externe, comme c’est souvent le cas. Ce choix a pour but de maîtriser l’activité et de raccourcir les délais d’installation, qui ont tendance à rallonger ces dernières années en raison du manque de personnel qualifié dans le secteur pour répondre à la demande croissante. Octopus Energy vise l’installation de 2 000 panneaux par mois d’ici la fin 2024 et plus de 70 000 panneaux solaires d’ici fin 2026.

Pour développer cette nouvelle filière, le fournisseur va ouvrir un premier entrepôt qui sera également un centre de formation à Amiens. À la clef, ce sont 70 professionnels qui seront recrutés en 2024 par l’entreprise et jusqu’à 125 personnes en 2025 pour faire fonctionner cette nouvelle branche d’activité. Et les clients qui passeront par cette offre pourront prétendre aux aides de l’État puisque l’entreprise a reçu la qualification RGE (reconnu garant de l’environnement).

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La Chine s’est affirmée comme un leader indéniable dans le déploiement des énergies renouvelables. Engagée vers la neutralité carbone, elle a fait du solaire un des piliers de sa démarche de transition énergétique. Le pays coutumier des installations de production énergétiques démesurées, vient de mettre en service la plus puissance centrale solaire photovoltaïque de la planète.

Connu pour être l’un des plus grands pollueurs de la planète, la Chine se donne les moyens pour redorer rapidement son image. Sa stratégie repose sur un investissement massif dans les énergies renouvelables. Les nouvelles infrastructures solaires et éoliennes se développent à un rythme impressionnant, battant annuellement les records de puissance installée. Parmi ses plus récentes centrales solaires, celle de Midong dans le Xinjiang, mise en service le 3 juin, se démarque en tant que la plus grande du monde.

La gigantesque installation chinoise est dotée d’une puissance phénoménale de 3,5 GW. Ses 5,26 millions de panneaux monocristallins bifaciaux de 650 Wc devraient produire plus de 6 TWh par an. Sa production est exportée par 5 lignes haute tension de 220 kilovolts (kV) longues de 208 km, reliées à une sous-station de 750 kV.

Pour mettre en perspective, en France, cette production équivaudrait aux besoins électriques annuels de près de 2,7 millions de personnes. La centrale chinoise est 11,7 fois plus puissante que la plus grande centrale de France, à Cestas. Située dans une région désertique à l’extrême nord-ouest du pays, près de la métropole d’Urumqi, la centrale s’étend sur une superficie de 80 937 hectares. Le projet est dirigé par le groupe chinois China Green Development, et a nécessité un investissement équivalent à 1,96 milliard d’euros, soit 0,56 € par watt-crête installé.

La centrale solaire de Midong / Images : CGDG

La Chine, un leader mondial des énergies renouvelables

Cette nouvelle installation ne fait que conforter la Chine dans son statut de leader mondial de l’énergie solaire. Pour rappel, l’année dernière, le pays a installé plus de 216 GW de modules photovoltaïques, ce qui représente environ 80 % de la puissance solaire cumulée en Europe. Par ailleurs, en 2022, il a produit un tiers de l’énergie solaire mondiale.

La suprématie chinoise ne se limite pas au solaire. Le pays est également en tête en matière de capacité éolienne en ayant généré 762,7 TWh avec cette source en 2022, contre 655 TWh en 2021. Avec des investissements massifs dans les renouvelables, il vise à atteindre 1 200 GW de capacités renouvelables d’ici 2030, un objectif qu’il semble en bonne voie de dépasser.

Cependant, malgré ces accomplissements impressionnants, la Chine a encore du chemin à faire dans sa transition énergétique. En effet, le charbon demeure dominant dans son mix avec une part de 61 % en 2022. Il reste donc à voir si, grâce à ses efforts dans les renouvelables, l’empire du Milieu parviendra à atteindre la neutralité carbone d’ici 2060, conformément à ses prévisions.

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À l’occasion de la publication de son rapport d’activité 2023, l’organisme Soren qui gère le recyclage des modules usagés alerte sur les dangers liés au marché de la seconde main dans le secteur solaire. La croissance de filière nécessite de contrôler la qualité des panneaux d’occasion.

L’autoconsommation solaire est en plein essor chez les particuliers. Investir dans une centrale photovoltaïque requiert néanmoins un budget conséquent, à moins de se limiter à l’achat d’un kit prêt-à-brancher qui s’installe rapidement et se relie à une prise domestique. Cet équipement ne produit toutefois qu’une faible quantité d’électricité et n’est donc pas adapté à ceux qui souhaitent produire une part non négligeable de leur consommation, voire qui visent l’autonomie.

Centrales solaires « faites maison » : une solution économique, mais risquée

Les plus bricoleurs d’entre nous peuvent être tentés de se lancer dans la fabrication de leur installation solaire, en achetant les éléments séparément. Pour les panneaux solaires, il est même possible d’en acheter sur le marché de l’occasion. C’est une bonne façon de faire d’importantes économies. Cette solution est très en vogue chez nos voisins d’outre-Rhin, fortement touchés par la crise de l’énergie et les ateliers Do It Yourself (DIY) pour apprendre à fabriquer sa propre installation solaire, connaissent un franc succès en Allemagne.

Toutefois, cette solution n’est pas sans risque, comme le rappel l’organisme Soren dans son dernier rapport d’activité. Chargé de la collecte et du recyclage des panneaux solaires en fin de vie en France, l’organisme a récupéré 5 207 tonnes de matériel usagé en 2023 contre 3 848 tonnes l’année précédente. La filière est en plein boom et Soren souligne d’ailleurs que 45 % de panneaux en plus ont été mis sur le marché en 2023 par rapport à 2022. Au bout de la chaîne, lorsque les panneaux en fin de vie sont collectés par Soren, 90 % d’entre eux font l’objet d’un recyclage. Mais une partie des panneaux en fin de vie sur le territoire ne se retrouve pas dans la filière de traitement de Soren et alimente directement le marché de l’occasion. Les sites de petites annonces entre particuliers fleurissent ainsi de propositions de vente de modules solaires à bas coût.

Même si l’organisme de traitement reconnaît que le marché circulaire est une bonne solution pour réutiliser des panneaux qui sont encore en état de fonctionnement, cela comporte des risques. En effet, le marché de l’occasion n’est pas réglementé et les panneaux peuvent être transportés et stockés dans de mauvaises conditions, altérant leur qualité. Finalement, le consommateur achète un panneau d’occasion dont les propriétés n’ont pas été contrôlées. Cela peut engendrer des risques, notamment d’incendie, au moment de l’utilisation des modules solaires.

Ainsi, à moins d’être capable de vérifier la qualité d’un panneau solaire d’occasion, il faut rester prudent au moment de se tourner vers la seconde main pour son module solaire.

La nécessité d’instaurer une certification sur le marché solaire d’occasion

C’est la raison pour laquelle Soren demande la création d’une certification pour la mise sur le marché de panneaux usagés. Cela permettrait de procéder à des tests d’isolation électrique et d’électroluminescence. Un fonds de réemploi doté de 3 millions d’euros va ainsi être créé pour soutenir les projets innovants dans ce domaine. Un appel à projets doit être effectué au second semestre 2024.

Enfin, il convient de rappeler que les panneaux solaires d’occasion ne permettent pas de bénéficier de la garantie constructeur. En outre, seules les installations solaires réalisées par un artisan certifié RGE (reconnu garant de l’environnement) permettent de bénéficier d’obtenir le tarif de vente privilégié auprès d’EDF OA et la prime à l’autoconsommation. Ce sont des éléments à considérer au moment d’investir dans une installation solaire.

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La Chine, tente de redorer son image de pollueur en adoptant des objectifs environnementaux très poussés. Le pays s’est engagé à atteindre un pic de ses émissions de carbone d’ici 2030 et la neutralité carbone d’ici 2060. Pour atteindre ces cibles, la République populaire de Chine mise fortement sur l’expansion de ses capacités en énergies renouvelables, notamment l’énergie solaire. La nouvelle centrale solaire du Xinjiang, la plus grande du monde, est un élément clé de cette stratégie.

Les détails de la centrale solaire de Xinjiang

La centrale solaire récemment inaugurée dans le désert du Xinjiang est la plus grande au monde, couvrant une superficie de 80 937 hectares. Développée par le China Green Development Group, cette ferme solaire possède une capacité de production de 5 gigawatts (GW) et génère environ 6,09 milliards de kilowattheures (kWh) par an.

L’investissement total pour ce projet titanesque s’élève à 15,45 milliards de CNY, soit environ 1,96 milliard d’euros. La construction, menée par China Construction Eighth Engineering Division Corp et PowerChina, a mobilisé plus de 5,26 millions de panneaux photovoltaïques monocristallins bifaciaux. Ces panneaux sont conçus pour maximiser l’efficacité énergétique, même dans des conditions environnementales difficiles.

La centrale solaire va-t-elle répondre aux attentes ?

Située dans une région désertique sujette à des températures extrêmes et à des tempêtes de poussière, la centrale solaire du Xinjiang doit relever plusieurs défis. Les températures peuvent varier de manière drastique, ce qui peut avoir des conséquences sur l’efficacité des panneaux solaires. En été, les températures peuvent dépasser les 52°C, ce qui peut réduire l’efficacité des cellules photovoltaïques. De plus, la poussière soulevée par les vents nécessite un entretien régulier pour garantir une production optimale.

Toutefois, avec cette nouvelle centrale, la Chine renforce sa position dominante dans le secteur de l’énergie solaire. En 2022, le pays produisait déjà un tiers de l’énergie solaire mondiale, soit 428 térawattheures (TWh). La mise en service de la centrale de Xinjiang augmente cette capacité, consolidant la Chine comme le leader mondial incontesté des énergies renouvelables. En 2023, la capacité de production d’électricité solaire de la Chine avait déjà augmenté de 55,2%, atteignant plus de 216 GW. Toutefois, la dépendance du pays envers les énergies fossiles reste majeure. En 2022, le charbon représentait encore 61 % du mix énergétique chinois.

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L’éco-organisme Soren en charge de la collecte et du traitement des panneaux solaires usagés vient de publier son rapport d’activité 2023. C’est l’occasion de faire le point sur les avancées de la filière.

Dans le photovoltaïque ou l’éolien, la gestion des déchets de fin de vie est souvent questionnée, notamment par les opposants. En France, pour améliorer le traitement des panneaux solaires usagés, les pouvoirs publics ont rendu obligatoire la collecte et le retraitement des modules solaires usagés, à la charge des producteurs.

Regroupés collectivement au sein d’un éco-organisme appelé Soren, les producteurs interviennent ainsi tout au long de la chaîne industrielle. Au moment de la fabrication des panneaux solaires, Soren rappelle aux fabricants leurs obligations en matière de retraitement. L’organisme est également chargé de collecter et recycler les modules en fin de vie. La publication du rapport d’activité 2023 de l’organisme permet de suivre l’évolution de la filière. On y apprend d’abord que le marché a connu une croissance importante en 2023 avec une augmentation de 45 % du nombre de panneaux mis sur le marché, soit un total de 14,5 millions.

Le rapport met en avant un des intérêts de la collecte qui est de pouvoir alimenter la filière circulaire en récupérant les matériaux à forte valeur ajoutée tels que le silicium ou l’argent. Ainsi, en 2023, 5 207 tonnes de panneaux photovoltaïques ont été récupérées contre 3 848 tonnes l’année précédente. En tout, 90 % des panneaux usagés font l’objet d’un recyclage. Le reste est soit éliminé (moins de 9 %), soit valorisé (moins de 1 %).

Un système de recyclage des panneaux solaires efficace sur le territoire français

Soren donne d’autres chiffres intéressants. Par exemple, l’organisme regroupe désormais 461 adhérents (en décembre 2023) et s’est doté de 276 points d’apport volontaires (+45 par rapport à 2022). En effet, la collecte des panneaux solaires usagés se fait gratuitement de deux façons. Soit au sein des points de collecte, présents un peu partout sur le territoire lorsque le total des panneaux à déposer est inférieur à 40. Soit par le biais d’un retrait sur place, uniquement lorsque les volumes à déposer sont supérieurs à 40. Les panneaux sont ensuite acheminés vers un des centres de traitement au sein desquels leurs composants seront séparés.

Ce rapport d’activité montre donc que la filière de recyclage monte en puissance avec les années et parvient à suivre le rythme pourtant très rapide de développement du secteur photovoltaïque.

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Le problème, avec les panneaux solaires, c’est qu’il faut trouver un endroit où les poser. Et depuis quelques années maintenant, les ingénieurs ont eu une nouvelle idée : les installer sur des plans d’eau. Des chercheurs révèlent aujourd’hui que l’opération pourrait être 100 % gagnante pour certains pays.

Sur le lac de carrière de Villieu, à Saint-Savin, dans le nord de l’Isère, le projet de centrale solaire flottante 11 mégawatts (MW) mené par Ciel & Terre prend forme. La pose de quelque 20 000 panneaux photovoltaïques en un seul îlot au milieu du lac a commencé en janvier. Et la production devrait démarrer dès cet été. En Haute-Marne, G Energy a lancé l’installation de la plus grande centrale solaire flottante sur bassin d’Europe. Pas moins de 74 MW annoncés pour une mise en service prévue début 2025.

Des scénarios réalistes pour le solaire flottant

Restés rares jusqu’ici dans notre pays, les projets de photovoltaïque flottant semblent désormais vouloir se multiplier en France. Et une équipe internationale de chercheurs confirme aujourd’hui le potentiel de la technologie. Leurs résultats publiés dans la revue Nature Water suggèrent même que certains pays pourraient répondre à tous leurs besoins en électricité rien qu’avec des panneaux solaires photovoltaïques flottants.

Les chercheurs ont simulé la production électrique de systèmes photovoltaïques flottants sur près de 68 000 lacs et réservoirs à travers le monde en utilisant les données climatiques disponibles pour chaque emplacement. Des étendues d’eau qui ne se trouvent pas à plus de 10 km d’un centre de population et pas dans une zone protégée. Des lacs et des réservoirs qui ne sont ni asséchés ni gelés plus de six mois par an. Et dont seulement 10 % de la superficie serait recouverte de solaire flottant, jusqu’à un maximum de 30 km².

Le solaire flottant : un fort potentiel, mais des précautions à prendre

Dans ces conditions, les installations photovoltaïques flottantes pourraient produire, dans le monde, quelque 1 302 térawattheures (TWh) par an. Un chiffre à comparer avec la consommation d’électricité en France métropolitaine qui était d’environ 445 TWh en 2023.

Rappelons l’un des avantages soupçonnés des panneaux solaires flottants sur le photovoltaïque à terre : pouvoir maintenir des cellules plus au frais et les rendre ainsi plus efficaces. Mais les chercheurs mettent aussi en avant d’autres avantages. Pour l’environnement, cette fois. Comme la réduction de l’évaporation — avec une surface protégée du soleil et du vent — ou la réduction de la prolifération des algues — qui accèdent moins à la lumière et aux nutriments.

Reste toutefois à s’assurer des impacts sur l’environnement et sur les écosystèmes. En particulier concernant des installations qui seraient posées sur des lacs naturels. En attendant que des études viennent le confirmer, la part de 10 % de la superficie couverte est estimée « probablement sûre ». Et pour un déploiement durable du photovoltaïque flottant, les chercheurs suggèrent de viser en priorité les plans d’eau artificiels. Une façon à la fois de limiter l’impact sur la nature et de profiter d’infrastructures existantes. Sachant que les installations sur des réservoirs hydroélectriques pourraient, en plus, permettre d’optimiser l’efficacité des panneaux et la fiabilité du système.

Des pays à faibles revenus pourraient profiter du solaire flottant

Les chercheurs précisent que cinq pays pourraient répondre à l’intégralité de leurs besoins en électricité à partir du solaire flottant. Surtout des pays à fort niveau d’ensoleillement et à faibles revenus. Parmi eux, la Papouasie-Nouvelle-Guinée — grâce à son positionnement près de l’équateur et à ses vastes étendues d’eau —, l’Éthiopie et le Rwanda. D’autres, comme la Bolivie et les Tonga, s’en rapprocheraient de très près, répondant respectivement à 87 % et 92 % de leur demande en électricité. Et de nombreux pays, principalement d’Afrique, des Caraïbes, d’Amérique du Sud et d’Asie centrale, pourraient satisfaire entre 40 % et 70 % de leur demande annuelle d’électricité grâce au photovoltaïque flottant.

En Europe, la technologie est moins prometteuse. En France, nous ne devons pas nous attendre à produire plus de 5 % de nos besoins grâce au solaire flottant. Mais pour la Finlande ou même le Danemark, l’idée pourrait rester intéressante avec un potentiel de production respectif de 17 % et de 7 % de la demande en électricité.

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En pleine transition écologique, les investisseurs sont nombreux dans les différentes manières de produire de l’énergie, surtout de l’électricité. Aujourd’hui, ils privilégient le solaire.

Des investissements records dans le solaire

Les investissements dans le solaire photovoltaïque atteignent des sommets. En 2024, ils vont dépasser 500 milliards de dollars, selon l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE). Ainsi, cela signifie que le solaire attirera plus de capitaux que toutes les autres sources d’électricité réunies. Y compris les énergies fossiles, l’éolien, le nucléaire et l’hydroélectricité. Cette tendance s’explique par plusieurs facteurs. D’une part, l’amélioration des chaînes d’approvisionnement. De l’autre, la baisse significative des coûts des technologies solaires.

L’AIE souligne que malgré une hausse des taux d’intérêt, les investissements mondiaux dans les énergies propres doubleront presque par rapport aux combustibles fossiles. De fait, un engouement croissant pour les énergies renouvelables se crée. Tout comme la volonté de réduire les émissions de gaz à effet de serre.

Réduction des coûts et avantages économiques dans la production d’énergie

Le coût des panneaux solaires photovoltaïques chute de 30 % au cours des deux dernières années. Cette technologie est plus accessible et rentable. En conséquence, en 2024, les dépenses mondiales en énergies propres vont atteindre 2 000 milliards de dollars, soit le double des investissements dans les énergies fossiles. Ces chiffres impressionnants montrent une transition vers des sources d’énergie plus durables.

En 2023, pour la première fois, les investissements dans les énergies renouvelables surpassent ceux dans les combustibles fossiles. Cette dynamique indique une prise de conscience globale et une volonté de passer à une économie énergétique plus verte. Malgré ces progrès, l’AIE met en garde contre les déséquilibres dans la répartition des investissements. En dehors de la Chine, les économies émergentes et en développement ne recevront que 300 milliards de dollars en 2024. Bien loin des montants nécessaires pour répondre à leur demande croissante d’énergie.

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En France, nous avons assisté en 2023 à un bond de 20 % de la puissance photovoltaïque installée. Or, plus de photovoltaïque, c’est aussi plus de production locale, et moins de revenus pour le réseau de transport et de distribution de l’électricité. Au point que certains envisagent un véritable effondrement du financement de cette infrastructure. Mais est-ce vraiment le cas ? C’est ce que nous allons vérifier dans cet article.

Depuis 2002, le secteur électrique est divisé entre sociétés de production et de commercialisation d’une part (EDF, par exemple), et sociétés de transport et de distribution de l’autre (RTE et Enedis). À la suite de cette séparation, le réseau est financé par un dispositif spécifique appelé TURPE, acronyme pour « Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité ». Selon les typologies de consommateurs, il existe plusieurs TURPE, c’est pourquoi l’on parle le plus souvent « des » TURPE, au pluriel.  Les TURPE ont pour finalité de rémunérer les entreprises ayant la charge du service public de transport et de distribution de l’électricité, à savoir :

• Réseau de transport d’électricité (RTE), gestionnaire du réseau haute tension supérieur à 63 kilovolts (kV).
• Enedis (anciennement ERDF), principal gestionnaire du réseau moyenne et basse tension,
• les Entreprises locales de distribution (ELD) dans certaines communes.

Les prix sont fixés par une autorité indépendante, à savoir la Commission de régulation de l’énergie (CRE), qui les révise régulièrement, aujourd’hui avec une périodicité de quatre ans.

Comment le TURPE est-il payé par le consommateur ?

Les TURPE sont calculés pour couvrir les coûts de construction, de développement et de maintenance du réseau. Ils couvrent également en partie les coûts de raccordement, ainsi que les coûts de recherche et développement. Les TURPE 6 sont les tarifs en vigueur depuis le 1ᵉʳ août 2021, et ils resteront en application jusqu’en 2025. Tous les consommateurs d’électricité payent le TURPE. Pour les petits consommateurs, le TURPE est collecté par le fournisseur d’électricité auprès de ses clients, directement sur leur facture. Son montant est ensuite intégralement reversé par le fournisseur aux gestionnaires des réseaux. Le montant peut figurer sur votre facture, c’est le cas, par exemple, pour EDF.

Dans l’exemple de facture ci-dessus, la contribution au réseau figure sous plusieurs formes. Une part fixe figure dans la section « abonnement » de la facture, et une part variable figure dans la section « consommation ». Ces contributions représentent environ un tiers ou la moitié de la facture hors-taxe. La dernière composante de la facture est appelée « Contribution Tarifaire d’Acheminement Électricité » (CTA), c’est une taxe destinée, elle aussi, à financer le réseau de transport et de distribution, ainsi que les retraites des agents du régime des industries électriques et gazières. Elle s’élève autour de 20 % du prix d’acheminement.

Les tarifs sont variables selon la situation du consommateur

Nous allons nous pencher sur plusieurs situations de consommateurs / autoproducteurs individuels (non collectifs), et ce pour des compteurs réglés à une faible puissance (< 36 kVA). Il y a trois cas à envisager :

• Un consommateur simple sans installation de production photovoltaïque
• Un autoproducteur sans contrat de revente
• Un autoproducteur bénéficiant d’un contrat de revente

Enedis édite un descriptif du TURPE HTA-BT, sur lequel nous allons nous baser. Pour les particuliers et les professionnels qui ont un abonnement inférieur à 36 kVA, trois composantes permettent de calculer le montant du TURPE : la composante de gestion, la composante de comptage et la composante de soutirage. Pour la première, la composante de gestion, son prix est différent selon la situation du consommateur :

• Pour un consommateur ou pour un autoproducteur sans contrat de revente, le coût est le même, à savoir 15,48 €/an,
• Pour un autoproducteur bénéficiant d’un contrat de revente, cette composante s’applique en principe dans les deux sens : pour l’injection et pour le soutirage. Toutefois, une règle est mise en œuvre pour conduire à un montant inférieur à la somme des deux contributions, à hauteur de 24,36 €/an.

Concernant la composante annuelle de comptage, elle est destinée à couvrir les frais liés au compteur, à savoir sa location, son entretien et sa relève. Elle est identique pour les trois situations, à hauteur de 19,92 €/an.

Concernant la dernière composante, la composante de soutirage, son calcul est plus complexe, car il dépend d’options de tarification et de classes de prix qui sont fonction de la saisonnalité. Ce qu’on peut toutefois retenir, c’est que la tarification est :

• D’une part proportionnelle à la puissance souscrite, avec une valeur pouvant varier selon l’option, mais de l’ordre de 10 €/kVA. Ainsi, avec un compteur à 9 kVA, le coût sera de l’ordre de 90 €/an,
• D’autre part, proportionnelle à l’énergie consommée, avec une valeur pouvant assez fortement varier, en fonction de l’option et du moment de consommation. Pour une option sans saisonnalité, il peut être, par exemple, de 4,37 c€/kWh. Si l’on considère une consommation de 2 MWh/an, le coût représente environ 87 €/an.

L’autoconsommation nuisible au réseau ? Le verdict

Comparons les trois cas dans le tableau ci-dessous, moyennant quelques hypothèses :

Nous le voyons, dans ces cas fictifs, la diminution de la part de la facture électrique liée à l’acheminement est modeste, de l’ordre de 20 % (hors-taxes). Nous avons pourtant considéré une autoconsommation de 50 %, soit une diminution d’autant du soutirage d’électricité sur le réseau. Dit autrement, nous constatons que les autoproducteurs payent plus cher chaque kilowattheure d’électricité achetée au réseau. Nous sommes donc loin d’une situation pouvant amener à l’effondrement des revenus et du financement du réseau. La seule situation conduisant à une facture nulle serait celle d’une autonomie totale, avec un bâtiment complètement déconnecté du réseau. Mais dans ce cas, aucune électricité ne serait soutirée, et le réseau ne serait aucunement sollicité. Il serait alors bien entendu malvenu d’exiger un payement pour son usage.

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Une « parade » de planètes est attendue le 3 juin 2024 avant le lever du Soleil. Mercure, Mars, Jupiter, Saturne, Uranus et Neptune seront quasiment alignées dans notre ciel, mais ne le seront pas dans le système solaire.

Tripler la puissance installée des énergies renouvelables d’ici 2030 semble irréaliste, mais c’est pourtant ce que propose un scénario récent de transition climatique. Celui-ci préconise une part dominante de ces sources renouvelables (du solaire et de l’éolien en particulier) face au nucléaire dans le mix énergétique de 2050, afin d’atteindre rapidement la neutralité carbone.

Limiter le réchauffement climatique à 1,5 °C est l’un des objectifs climatiques fondamentaux adoptés par 195 pays dans le cadre de l’Accord de Paris. Le scénario « Net Zéro » de BloombergNEF (BNEF) reconnaît que relever ce défi sera difficile, mais pas impossible si des actions significatives sont prises immédiatement. Selon les experts de BNEF, les gouvernements doivent se concentrer principalement sur la décarbonation du secteur électrique dans les six prochaines années.

Bien que des progrès considérables aient été réalisés dans la transition énergétique, il est essentiel d’intensifier ces efforts pour assurer une décarbonation efficace. Le rapport préconise une augmentation massive des nouvelles installations solaires et éoliennes, visant à tripler la puissance installée d’ici 2030. Un triplement supplémentaire sera nécessaire d’ici 2050 pour atteindre la neutralité carbone. Ce scénario implique des investissements colossaux estimés à 215 000 milliards de dollars, ainsi que l’utilisation de près de trois millions de kilomètres carrés de terres pour les infrastructures énergétiques, soit 15 fois plus que la superficie exploitée en 2023.

Une transformation urgente du secteur électrique

Selon le scénario Nez Zéro, les actions menées entre 2024 et 2030 seront cruciales pour établir une trajectoire permettant d’atteindre les objectifs climatiques mondiaux à long terme. La décarbonation d’autres secteurs difficiles à verdir, comme l’aviation et la sidérurgie, devrait ainsi attendre après 2030. Pour ces industries, les technologies à faibles émissions ne sont pas encore développées à une échelle suffisante.

Durant cette période 2024 – 2030, les efforts devraient se concentrer sur la transformation rapide du secteur de l’électricité, avec une priorité donnée aux énergies renouvelables comme le solaire et l’éolien. D’ici 2030, l’ensemble des installations devrait atteindre une puissance de 11 térawatts (TW), soit le triple de la puissance actuellement installée. Les efforts pourraient réduire de 93 % les émissions de carbone du secteur électrique d’ici 2035. Pour compenser les variations de production inhérentes au solaire et à l’éolien, une augmentation des capacités de stockage est également prévue dans le scénario, avec une projection de 4 TW de puissance de batterie d’ici 2050, soit 50 fois plus que la puissance actuelle.

Concernant l’évolution actuelle des énergies solaire et éolienne, les deux technologies semblent suivre une trajectoire en phase avec le modèle de BNEF. Ces énergies ont, en effet, connu une croissance exponentielle au cours de ces dernières années. La capacité solaire a été multipliée par neuf et celle de l’éolienne par trois durant la dernière décennie. L’ONG International Solar Energy Society (ISES) estime même que le solaire pourrait, à lui seul, décarboner l’économie mondiale d’ici 2042 si la tendance actuelle se maintient.

Un scénario délaissant le nucléaire ?

Le scénario Net Zéro met en évidence un fort accent sur les énergies renouvelables et attribue une part modeste au nucléaire. Pour 2050, l’objectif de puissance installée pour le nucléaire est de seulement 1 TW, contre 31 TW pour le solaire et l’éolien. Cela représente moins de trois fois la puissance nucléaire installée en 2021, qui s’élevait à 395 GW à l’échelle mondiale.

Il faut savoir qu’actuellement, les nouvelles installations photovoltaïques et éoliennes fleurissent à un rythme effréné, contrairement aux nouvelles centrales nucléaires, dont la puissance installée stagne. La faute à un manque d’ambition et des délais de construction bien plus longs que les énergies renouvelables.

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Le mois de juin 2024 commence bien avec un rare alignement de planètes. Les amateurs d'astronomie pourront aussi admirer les phases de la Lune.

Véritable laboratoire à ciel ouvert, la Californie ne cesse d’accroître la part des énergies renouvelables dans son mix électrique. Cela lui permet d’atteindre, par moments, une production renouvelable équivalente à ses besoins. Néanmoins, tout n’est pas rose et l’État doré doit encore trouver des solutions pour stabiliser sa production. 

En début d’année, un professeur de l’université de Stanford a décidé d’observer au quotidien le rôle des énergies renouvelables dans le mix électrique de la Californie, et les résultats sont impressionnants. Non, le mix électrique de l’État n’a pas été entièrement décarboné pendant plusieurs semaines. Néanmoins, sur une période de 75 jours entre mars et mai, les énergies renouvelables ont produit l’entièreté des besoins en électricité de l’État durant plus de 5 heures par jour. Le maximum a été atteint le 20 mai dernier avec une production complètement renouvelable pendant 7,58 heures, et un maximum de 135,4 % de la demande.

Il est intéressant de constater que cette situation a permis une recharge massive et quotidienne de l’ensemble des systèmes de stockage californiens, permettant de continuer de bénéficier d’une énergie décarbonée en fin de journée. À noter également que le réseau électrique de Californie s’appuie sur une production significative à partir de centrales nucléaires et centrales à gaz fossile.

More wins!

For 45 days straight and 69 of 75, California #WindWaterSolar supply has exceeded demand part of each day. On May 20, it was for 7.58 h, peaking at 135.4% of demand

On average over 75 days, WWS>demand for 5.3 h/day

Excess demand goes mostly to batteries & exports pic.twitter.com/WueWQvKCtc

— Mark Z. Jacobson (@mzjacobson) May 21, 2024

La Californie ne compte pas s’arrêter là

Pionnière, la Californie a pris le virage des énergies renouvelables dès 2002 avec le California Renewables Portfolio Standard. L’agenda de ce programme imposait aux fournisseurs d’électricité d’atteindre les 33 % de renouvelables en 2020. Depuis, d’autres programmes de soutien aux énergies renouvelables ont suivi comme la California Solar Initiative. Plus récemment, en 2018, alors qu’elle comptait déjà 44 % d’énergies renouvelables dans son mix électrique, la Californie s’est fixé l’objectif d’atteindre le 100 % renouvelable dès 2045.

Pour l’atteindre, la Californie se lance désormais dans l’éolien offshore. Jusqu’ici, l’État ne comptait aucun site éolien en mer, la faute à un océan Pacifique trop profond. Mais avec le développement de l’éolien flottant, la Californie s’est fixée un objectif ambitieux : atteindre les 5 GW d’éolien en mer dès 2030. Un parc de 2 GW a déjà été attribué en décembre 2022 à Ocean Winds, coentreprise d’Engie et EDP Renewables. Côté infrastructures de transport d’électricité, la Californie a du pain sur la planche. La quantité d’électricité produite à partir des installations photovoltaïques est telle que les infrastructures de transport et de stockage ne sont pas toujours suffisantes. Ainsi, le nombre de délestages est en hausse constante depuis 2019. En 2022, ce sont près de 2,4 millions de MWh d’électricité qui ont été délestés, dont 95 % issus du photovoltaïque.

Des incertitudes sur l’hydroélectricité

Historiquement, l’hydroélectricité a toujours joué un rôle important dans la production d’électricité dans l’Ouest américain, et en particulier en Californie. Cette année, le niveau global des retenues des barrages hydroélectriques est très élevé, permettant à l’hydroélectricité de jouer un rôle majeur dans le mix électrique de l’État. Néanmoins, ce n’est pas toujours le cas. En 2021, d’importantes sécheresses ont eu un impact significatif sur la production hydroélectrique. Le barrage d’Orroville est un exemple flagrant de cette situation. La retenue est quasiment à son niveau maximal, atteint pour la dernière fois en 2019. L’année dernière, si le niveau du réservoir est resté exceptionnellement haut tout au long de l’année, les chiffres de l’année 2021 ont été beaucoup plus inquiétants. Sur le long terme, cette situation pourrait être un frein à la décarbonation du mix électrique californien. Il serait alors nécessaire de mettre en place des solutions de compensation pour les années les plus sèches.

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Sept ans après son inauguration, la première route solaire de France disparaît progressivement du paysage. Sa démolition a commencé, clôturant définitivement une coûteuse expérimentation dont les résultats sont pour le moins mitigés.

En décembre 2016, Ségolène Royal, alors ministre de l’Environnement, de l’Énergie et de la Mer, inaugurait à Tourouvre (Orne) la première route solaire de France. Pour l’État, un investissement de pas moins de 5 millions d’euros. Et l’ambition de doter le pays de pas moins de 1 000 km de cette technologie d’ici 2020.

Nous voici en 2024 et cela n’aura échappé à personne : l’ambition n’a pas été assouvie. En revanche, un peu plus de sept ans sont passés depuis cette belle inauguration et l’on reparle aujourd’hui de cette route décidément pas comme les autres, mais pas sous les meilleurs augures. En février dernier, le conseil municipal de Tourouvre a en effet pris la décision de mettre fin à l’expérimentation menée sur la départementale à la sortie du village. Et la destruction de la route solaire a commencé ce lundi 27 mai 2024.

Une route solaire loin de répondre aux attentes

Rappelons que Colas et sa filiale Wattway avaient là pour première ambition de tester une nouvelle technologie de panneaux solaires photovoltaïques sur lesquels il devait être possible de rouler sans affecter négativement la production d’électricité. Un kilomètre de route avait ainsi été aménagé. Mais très rapidement, des problèmes avaient surgi. Des nuisances sonores, des affaissements de terrain ou encore un encrassement des cellules. Des problèmes techniques qui avaient régulièrement obligé les responsables du projet à fermer la route.

L’installation n’a, par ailleurs, jamais permis d’alimenter plus de trois foyers en électricité. Et encore moins le réseau d’éclairage de la ville. Entre-temps, une partie des panneaux photovoltaïques a été démontée. Pas moins de deux lots de 576 dalles solaires de nouvelle génération ont été installés entre 2020 et 2021. Sur une longueur de 400 mètres, cette fois, sans que la production augmente significativement. Ces dalles auront à leur tour complètement disparu d’ici au 7 juin prochain.

Quels enseignements tirés de la route solaire ?

Les responsables de Wattway se montrent malgré tout satisfaits. Ils reconnaissent que leurs panneaux photovoltaïques « ne sont pas adaptés à une route standard ». Selon eux, toutefois, la route solaire expérimentée à Tourouvre a permis d’accélérer la maturation de la technologie. Et de développer des dalles solaires qui sont désormais, par exemple, utilisées pour construire des pistes cyclables. L’analyse complète des panneaux solaires récupérés devrait, quant à elle, livrer encore des informations utiles sur l’évolution des matériaux, le vieillissement des dispositifs de fixation ou encore la sensibilité aux UV des différents vernis protecteurs et l’impact des méthodes de pose.

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Les panneaux solaires sont de plus en plus plébiscités pour décarboner la production d’électricité. Néanmoins, ils ont un inconvénient : leur fabrication nécessite des quantités d’énergie importantes, entraînant ainsi des émissions de CO2. Pour atténuer ce défaut, des équipes de chercheurs français ont travaillé sur la question avec un allié surprenant : le bois. 

L’Institut national de l’énergie solaire (INES), une division du Commissariat à l’énergie atomique (CEA), vient de publier un article sur la fabrication d’un prototype de panneau photovoltaïque particulièrement bas-carbone. Ce prototype, dont la puissance est donnée à 566 Wc pour un rendement de 22,57 %, affiche ainsi un facteur d’émission de 313 kg d’équivalent CO2 par kilowatt-crête (CO2e/kWc). Cette valeur est nettement plus faible que les standards actuels qui sont plutôt situés entre 700 et 800 kg CO2e/kWc.

Pour parvenir à un tel résultat, l’équipe de recherche a identifié certains des éléments les plus impactants d’un point de vue environnemental, à savoir les plaquettes de silicium (wafers), la feuille de verre située sur les panneaux, ou encore le cadre de structure en aluminium. Ils ont ensuite travaillé à améliorer ces différents éléments en misant sur un compromis entre optimisation de l’impact environnemental, performances et durabilité. Les wafers constituent l’élément premier d’une cellule photovoltaïque. Ces plaquettes mesurent habituellement aux alentours de 200 micromètres (µm), mais les équipes de recherche sont parvenues à réduire cette épaisseur jusqu’à moins de 120 μm, ce qui permet un usage réduit du silicium.

De la même manière, les interconnexions entre les cellules ont été retravaillées, ce qui permet de limiter la quantité d’argent nécessaire à la fabrication d’un panneau. Pour faciliter le recyclage des panneaux, l’encapsulation des modules a été réalisée à partir de thermoplastique. Dans la même optique, le backsheet, c’est-à-dire la plaque arrière des panneaux, a été réalisée sans fluor. Enfin, la vitre placée au-dessus des modules photovoltaïques a été affinée. Pour finir, l’équipe a travaillé sur le possible remplacement du cadre en aluminium par une structure en bois qui permet, à elle seule, de réduire l’impact environnemental du panneau de presque 60 kgCO2e/kWc.

La chasse au carbone continue

Les résultats obtenus sont encourageants, et placent le prototype parmi les panneaux photovoltaïques les moins polluants au monde. Néanmoins, d’autres acteurs parviennent à produire des panneaux au facteur d’émission inférieur à 450 kgCO2e/kWc. C’est le cas de l’entreprise Jinkosolar, dont la production du panneau émet 450 kgCO2eq/kWc, ou le modèle conçu par QCells (386 kgCO2eq/kWc). La société Husan s’approche encore plus avec un panneau émettant 366,12 kgCO2eq/kWc.

Face à cette concurrence bénéfique, les équipes de l’institut travaillent déjà sur des pistes d’amélioration de leur prototype. En plus de continuer à fiabiliser la structure en bois, elles étudient quels matériaux alternatifs pourraient être utilisés afin de réduire un peu plus les émissions liées à la fabrication du panneau. Une de ces nouvelles pistes d’amélioration consisterait à se passer d’aluminium au niveau du backsheet, sans perdre en durabilité.

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Une avancée technique de taille

Virtus Solis, fondée par John Bucknell, ancien ingénieur de SpaceX, envisage d’utiliser l’orbite Molniya pour maintenir ses satellites constamment en vue des stations au sol. Leur objectif est de construire une vaste ferme solaire en orbite, exploitant ainsi l’énergie solaire sans l’intermittence qui affecte les installations terrestres. La technologie des rectennas permettra de convertir l’énergie reçue en courant électrique utilisable, promettant une couverture énergétique de 50 % de la surface terrestre à tout moment.

Une fois en orbite, des robots autonomes prendront en charge l’assemblage de cette infrastructure complexe. Chaque satellite de la constellation, mesurant environ 1,65 m de diamètre, aura la capacité de produire 1 kilowatt. Ce système automatisé et compact est conçu pour optimiser l’efficacité et réduire les coûts à long terme.

Quels défis pour ce projet ?

L’initiative de Virtus Solis soulève cependant des questions importantes. Le premier satellite test ne sera lancé qu’en 2027, et il faudra probablement des décennies avant que le projet ne devienne pleinement opérationnel. En plus des défis techniques et financiers, la question de la pollution spatiale est également préoccupante. L’espace autour de notre planète est déjà encombré de débris, et chaque nouvelle infrastructure contribue à ce problème.

Bien que l’idée soit prometteuse, la transition du concept à la réalité est semée d’embûches. Les coûts initiaux, les délais de développement et les obstacles réglementaires pourraient ralentir ou même compromettre la progression du projet. La viabilité à long terme et l’impact environnemental de telles installations seront également clés  pour leur acceptation et leur succès.

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Alors que le réacteur nucléaire EPR de Flamanville s’apprête à réaliser sa première divergence, une étonnante installation solaire vient, elle, de réaliser sa première convergence. Les deux paraboles géantes du « Présage », l’unique restaurant solaire d’Europe situé à Marseille, ont produit de la chaleur en concentrant les rayons de notre étoile pour la première fois.

Ces miroirs paraboliques de 10 m² chacun développent une puissance minimale de 4,4 kilowatts (kW) au solstice d’hiver, et de 6,5 kW au solstice d’été. Rien de bien comparable, donc, avec les 1 650 000 kW que revendiquera l’EPR de Flamanville à plein régime. Si ce dernier doit diverger les neutrons dans les prochaines semaines, les miroirs ont déjà convergé les rayons solaires il y a quelques jours. Ces deux paraboles constituent le cœur d’un restaurant unique en Europe : Le Présage, situé dans le quartier de Château Gombert à Marseille.

Fonctionnant sur le même principe que la première guinguette solaire du même nom, ce restaurant solaire en dur imaginé par Pierre-André Aubert, va encore plus loin. À son ouverture prévue en juin 2024, il proposera une carte préparée à 80 % grâce à l’énergie solaire. Pour y parvenir, les deux miroirs concentrent les rayons du soleil en halos de quelques dizaines de centimètres de diamètre, qui chauffent deux plaques de cuisson. Au centre de ces plaques, la température peut monter jusqu’à 450 °C. Plus on s’éloigne du centre, plus la température descend, permettant ainsi aux cuisiniers de réaliser de nombreuses cuissons différentes.

Pour le service du soir, les plats sont préparés en journée, puis finalisés avec un appoint de gaz. Cet appoint de gaz permet également d’assurer le service, même lorsque la météo est mauvaise et ne permet pas la cuisson solaire. À terme, ce gaz devrait être fourni par la méthanisation des déchets organiques produits notamment par le restaurant. Le toit du restaurant est aussi équipé de panneaux photovoltaïques, produisant une partie des besoins en électricité du bâtiment.

 

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De la cuisson solaire, mais pas que

Outre la cuisson solaire, qui a fait la réputation de la cuisine de Pierre-André, c’est toute une démarche qui est mise en place pour limiter les émissions de CO2 de ce restaurant. Le bâtiment, bioclimatique, fait la part belle à des matériaux peu carbonés comme le bois ou le béton de chanvre. Autour, un jardin constitué de 60 arbres et près de 200 plantes vivaces a vocation à fournir la cuisine du restaurant pour un circuit plus court que jamais. Pour l’avenir, les idées ne manquent pas. Outre la méthanisation, Pierre-André envisage de réutiliser les eaux usées grâce à un système de phytoépuration, pour pouvoir arroser le jardin.

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Pour lutter contre la concurrence des produits étrangers dans les secteurs stratégiques liés à la transition énergétique et préserver leur industrie, les États-Unis prennent des mesures drastiques. Récemment, le pays

Cela fait deux ans que l’administration Biden a pris les choses en main pour préserver son industrie face à la concurrence de produits venant de Chine, dans le secteur de la transition énergétique. En effet, l’Inflation Reduction Act pris en 2022 consiste en un texte qui vise à soutenir l’industrie verte grâce à des incitations financières en faveur des produits fabriqués sur le sol américain. Ce texte a notamment permis de développer la filière des panneaux solaires aux États-Unis, et de la préserver de la concurrence des panneaux solaires chinois vendus à très bas coût.

Flambée des droits de douane pour les batteries des véhicules électriques venant de l’étranger

Pour aller encore plus loin, l’administration américaine vient d’annoncer de nouvelles mesures visant à renforcer la protection de son industrie verte. Il s’agit d’augmenter les droits de douane de façon significative à l’égard des batteries lithium-ion pour véhicules électriques (VE) qui passeront de 7,5 % à 25 % cette année, tout comme les pièces détachées de batteries. Les batteries non électriques de type lithium-ion EV seront également concernées par la même augmentation à partir de 2026. Le graphite naturel et les aimants permanents utilisés dans la fabrication des VE ainsi que certains minéraux critiques seront taxés à hauteur de 25 %. Plus généralement, les droits de douane sur les véhicules électriques seront réévalués à 100 % contre 25 % actuellement.

L’augmentation des droits de douane profitera également aux produits solaires américains puisque ces taxes vont être augmentées sur les cellules solaires, pour passer de 25 % à 50 %. De quoi rendre moins compétitifs les produits fabriqués à l’étranger.

Des conséquences sur le marché européen qui réagit à son tour

Le gouvernement Biden ne cache pas que ces mesures visent à freiner la concurrence des produits chinois vendus à bas coût sur le territoire américain. En augmentant les droits de douane, le prix des produits fabriqués en Chine va en effet fortement augmenter et devenir moins compétitifs par rapport à leurs concurrents américains.

Mais la politique américaine a également un impact sur le marché européen. En effet, le protectionnisme américain conduit les entreprises chinoises à rediriger leurs produits vers les pays européens. Les entreprises de l’UE se trouvent donc durement touchées par cette concurrence chinoise qui proposent des produits à bas coûts. Des entreprises de panneaux solaires européennes ont d’ailleurs déjà commencé à fermer sur le sol européen et certains groupes délocalisent leurs usines aux États-Unis, comme Meyer Burger, afin de bénéficier des aides américaines pour se développer.

L’Union européenne tente de réagir à son tour en adoptant, en avril dernier, une loi pour une industrie « zéro net ». Le but de ce texte est d’encourager le développement sur le sol européen des technologies permettant d’atteindre les objectifs climatiques. Il est également question de favoriser les produits européens dans le cadre des procédures d’achat public. À terme, le but est de permettre à l’UE de produire 40 % de ses besoins annuels en déploiement de technologies à émission nette zéro d’ici 2030. Reste à savoir si cela sera suffisant pour protéger les produits fabriqués en UE et dans quelle mesure les récentes augmentations de droits de douane prises par nos voisins d’outre-Atlantique affecteront le marché européen.

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Les fermes solaires ont-elles un effet positif ou négatif sur la température de surface au sol ? Si les études se multiplient, les résultats, eux, restent encore difficiles à interpréter.

Une équipe de chercheurs japonais vient de publier une étude sur l’effet des installations photovoltaïques sur la température de surface au sol, afin de mieux comprendre l’impact environnemental de ces moyens de production d’énergie. Pour réaliser cette étude, les scientifiques ont analysé la température de surface d’une zone de plus de 700 km² autour de la rivière Kushida, sur une période de 10 ans. Ils ont découvert que la mise en place d’une installation photovoltaïque avait pour effet d’augmenter, en moyenne, la température au sol de 2,85 °C. Cet effet serait encore plus flagrant pendant les mois chauds avec une hausse de 3,35 °C contre 2,5 °C pour les mois les plus frais.

Le Land Surface Temperature, un indicateur global pour mesurer l’impact des centrales solaires

La température de surface au sol, dont il est question dans cette étude, est aussi appelée Land Surface Température (LST). Cet indicateur caractérise la température de ce qui se trouve à la surface du sol terrestre, qu’il s’agisse de roches, d’herbe, d’arbres, de glace ou même de bâtiments. Déterminé à l’aide de satellites en orbite autour de la Terre, il permet de mieux comprendre les échanges d’énergie, mais aussi d’eau, entre la surface terrestre et l’atmosphère. Cette température de surface est un marqueur du changement climatique, et peut servir à caractériser l’état des glaciers, des calottes glaciaires, mais aussi de la végétation dans les écosystèmes de la Terre.

Dans le cadre d’installations solaires, le calcul du LST a un rôle important pour tenter de mieux comprendre l’impact des centrales sur leur environnement direct, et en particulier sur les écosystèmes naturels qui les entourent.

Les études sur le sujet se multiplient, mais ne font pas consensus

L’énergie solaire a le vent en poupe depuis plusieurs années, et est un outil indispensable de la transition énergétique. Mais son impact environnemental doit être encore largement étudié, car ses implications sont multiples, en particulier sur le développement de la biodiversité environnante. De nombreuses études ont notamment montré l’impact de ces installations sur la porosité des sols, sur l’écoulement de l’eau en surface, pouvant ainsi engendrer une réduction de l’activité biologique d’un sol. De plus, la végétation qui se développe sous les panneaux est bien souvent différente de celle qui était présente avant l’installation, du fait, notamment, d’un apport plus faible en lumière. Mais ce n’est pas tout. Les panneaux jouent un rôle très important sur la température, en réduisant, généralement, la température à proximité du sol, et en prouvant un effet « îlot de chaleur » au-dessus des panneaux. Ces variations thermiques sont encore mal comprises, de nombreuses études ont donc lieu à ce sujet.

Les résultats de ces premières études ne font pas encore consensus. Si la récente étude japonaise évoquée plus haut indique une hausse du LST, une autre étude, portant sur l’effet des installations solaires sur l’albédo, la végétation et le LST, indique plutôt une baisse de cette température de l’ordre de 0,49 °C en journée. Une telle différence de résultats peut s’explique par des divergences de méthodes de calcul, mais aussi la difficulté d’appréhender globale, d’appréhender et de valider l’indicateur LST, de par sa complexité et par l’hétérogénéité des éléments présents à la surface de la Terre. En tout état de cause, l’enjeu reste de pouvoir fiabiliser ces résultats pour mieux les comprendre. Cela permettra, à l’avenir, de prendre les mesures nécessaires afin de limiter l’impact des installations sur la biodiversité locale.

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Le tarif heures pleines/heures creuses existe en France depuis 1960. Il est bien ancré dans nos habitudes de consommations. Mais il pourrait bientôt évoluer. Avec l’apparition de nouveaux créneaux d’heures creuses « solaires » qui nous encourageraient à consommer lorsque les centrales photovoltaïques produisent le plus.

En 1960, une nouvelle option tarifaire a fait son apparition dans le paysage français. Aujourd’hui encore, quelque 15 millions d’abonnés — aussi bien à EDF qu’à d’autres fournisseurs d’électricité — disposent de l’option dite heures pleines/heures creuses. Ils bénéficient alors de huit heures creuses par jour d’une électricité 15 % moins chère que le tarif de base. L’idée avait été lancée pour aider à lisser la demande d’électricité en incitant le décalage de certaines consommations — eau chaude sanitaire, lave-linge ou lave-vaisselle, par exemple — au-dehors des périodes de pics. Pour en limiter l’impact. Le gestionnaire du réseau de distribution français, Enedis, avait alors opté pour des heures creuses positionnées essentiellement la nuit, même si quelques clients bénéficiaient d’un petit créneau méridien.

À l’origine, des heures creuses nocturnes pour valoriser le nucléaire et l’hydroélectricité

Mais les choses pourraient bien être en passe d’évoluer. Du moins pour ce qui concerne les plages horaires retenues. La commission de régulation de l’énergie (CRE) en aurait formulé la demande expresse à Enedis. Car le mix électrique français a bien changé depuis les années 1960. À cette époque, le paysage français était dominé par l’hydroélectricité et les centrales au fioul et charbon. Il était pertinent de lisser la courbe de consommation nationale pour favoriser l’hydroélectricité, moins chère. Puis, quelques décennies plus tard, lors de l’expansion massive du nucléaire en France, les heures creuses devaient valoriser la production nocturne excédentaire à très faible coût. Une époque à laquelle il était donc surtout important, pour réussir à maintenir l’équilibre du réseau, de limiter les consommations en plein jour et, à l’inverse, d’augmenter les consommations de nuit.

C’est toujours le cas aujourd’hui. Mais plus seulement. Avec le déploiement massif des centrales solaires photovoltaïques, l’électricité devient également abondante — et donc peu chère – en milieu de journée. Cette électricité, la France peut l’exporter, sauf quand tous nos voisins produisent aussi de grandes quantités d’électricité solaire. C’est souvent le cas dès l’arrivée des beaux jours jusqu’au milieu de l’automne. Ainsi, les prix deviennent nuls ou négatifs et la France, comme certains de ses voisins, est contrainte de brider la production des panneaux photovoltaïques, faute de débouchés.

Pour y remédier, notre pays pourrait alors stocker cette électricité solaire à grande échelle. Grâce à des batteries et des STEP, notamment. Le parc de batteries est déjà passé de 100 MW en 2020 à 700 MW en 2023. Enfin, la France pourrait envisager d’en profiter pour produire de l’hydrogène par électrolyse. Ces deux dernières options pourraient toutefois coûter cher, mais ce ne sont pas les seules solutions.

Faire profiter les consommateurs de la production solaire à bas coût

Une option bien plus économique serait de demander aux clients de consommer plus au moment où les panneaux solaires produisent à plein régime. Et pour cela, l’idée est de réussir, dans les années à venir, à mieux « mettre en cohérence les tarifs et les capacités de production ». Avec des heures creuses qui ne seraient plus applicables la nuit, mais plutôt entre 11 heures et 17 heures. Ou en tout cas, pour ce qui est de l’été.

Encore faudrait-il que cette option redevienne réellement intéressante pour les consommateurs. Aujourd’hui, il existe une dizaine de contrats heures creuses différents et certains doivent décaler jusqu’à 60 % de leurs consommations pour réduire leur facture. Enedis et la CRE se fixent pour l’avenir, un objectif de 30 % des consommations en heures creuses solaires pour réaliser des économies. Grâce à un écart de prix entre heures creuses et heures pleines qui redeviendrait très incitatif.

Concernant le calendrier de mise en place de ces nouvelles heures creuses solaires, les avis divergent légèrement. La CRE préconise une entrée en vigueur dès 2025. Le gestionnaire du réseau de transport de l’électricité (RTE) en France attend, quant à lui, une mise en place progressive d’ici deux ou trois ans.

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