On ne fait pas durer le suspense plus longtemps : la réponse est non. En revanche, CATL vient de présenter une nouvelle batterie qui ne subirait aucune dégradation de ses performances pendant ses cinq premières années d’exploitation. Si cela se confirme, il pourrait s’agir d’une évolution importante pour le secteur du stockage d’énergie.

La société chinoise CATL (Contemporary Amperex Technology Co), star du stockage d’énergie par batterie avec 69 GWh vendus en 2023, vient d’annoncer avoir réussi à créer une batterie qui ne se dégrade pas dans le temps. Appelée TENER, cette batterie, pas plus grande qu’un conteneur de 20 pieds, serait capable de stocker 6,25 MWh d’électricité grâce à ses cellules LFP. La densité énergétique de cette batterie est ainsi 30 % plus importante que la précédente génération, capable de stocker 5 MWh.

Mais si ce système de stockage suscite la curiosité des professionnels du secteur et autres curieux de la transition énergétique, c’est parce que son fabricant a annoncé que cette batterie ne perdait ni en capacité de stockage, ni en puissance, pendant les cinq premières années de son exploitation. Pour parvenir à une telle performance, CATL indique avoir utilisé des technologies biomimétiques comme l’interphase d’électrolytes solides (SEI) ainsi que des électrolytes auto-assemblés. Ces technologies permettraient aux ions de lithium de se déplacer sans entrave, ne générant ainsi aucune dégradation. Certains y voient plutôt un argument commercial, sous-entendant que la batterie serait en réalité plus puissante que les 6,25 MWh annoncés, permettant ainsi une dégradation « invisible » des performances. Quoi qu’il en soit, les chiffres restent impressionnants.

Tesla a du souci à se faire pour son Megapack

Outre l’annonce de CATL, un autre fabricant vient de présenter sa nouvelle batterie : BYD. Ici, pas de technologie de rupture, mais une capacité de stockage encore plus impressionnante de 6,432 MWh pour le MC Cube-T. Avec ces nouveaux produits d’une capacité dépassant les 6 MWh, les deux entreprises proposent une densité énergétique remarquable qui permettrait notamment de réduire l’emprise des sites de stockage d’électricité.

Face à ces nouveautés, Tesla a donc du souci à se faire. Aux dernières nouvelles, son Megapack ne peut stocker « que » 3,9 MWh par unité. En revanche, son convertisseur intégré reste un argument de taille. Les batteries TENER et MC Cube-T n’en sont pas équipées, engendrant une installation plus complexe.

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Pour atteindre nos objectifs de déploiement photovoltaïques d’ici 2050, il est indispensable de trouver de nouvelles zones pour implanter des centrales solaires, sans artificialiser davantage les sols. L’idée émerge d’investir les autoroutes pour y placer des panneaux solaires, comme cela existe déjà ailleurs dans le monde. Alors, bonne ou mauvaise idée ?

La France s’est fixée comme objectif d’atteindre 100 gigawatts (GW) de capacité solaire installée d’ici 2050, sachant que la capacité photovoltaïque était de 16 GW en 2022. Certaines mesures ont déjà été prises pour trouver des emplacements aux futures centrales solaires avec notamment l’obligation faite par la loi sur l’accélération des énergies renouvelables d’équiper les grands parkings de supermarchés d’ombrières solaires.

Des difficultés inhérentes à la présence de panneaux solaire au milieu des autoroutes

Dans le même ordre d’idée, les espaces autoroutiers pourraient être utilisés à ce titre. Cela a déjà été fait et on se souvient du fiasco de la route solaire, consistant à faire rouler les véhicules sur des pavés photovoltaïques. Si l’idée a été abandonnée, un autre espace routier pourrait accueillir des panneaux solaires : le terre-plein central des autoroutes. L’idée paraît bonne en raison du fait qu’elle permet d’exploiter une zone déjà artificialisée. Mais certains obstacles semblent inhérents à cette configuration de parc solaire.

D’abord, la difficulté d’accès au terre-plein central d’une autoroute rendrait l’installation, la maintenance et l’entretien des panneaux compliqué. Surtout que les modules seraient particulièrement exposés à la pollution routière, ce qui rendrait indispensable un entretien régulier pour préserver leur capacité de production. D’ailleurs, intervenir au milieu de l’autoroute représente un danger réel pour les équipes de maintenance, comme c’est déjà le cas des agents des sociétés d’autoroute qui prennent des risques lors de leurs interventions. Ensuite, il ne faut pas négliger le fait qu’installés à cet endroit, les panneaux seraient particulièrement vulnérables en cas d’accident. Comme tout obstacle, ils pourraient aggraver les conséquences d’une collision.

Si le recours aux espaces routiers semble une bonne idée pour y poser des panneaux solaires, l’installation sur le terre-plein des autoroutes ne semble pas la meilleure localisation possible, à l’exception de certaines configurations. En Corée du Sud, par exemple, certains terre-pleins utilisés comme piste cyclable sont solarisés. Lorsque les deux sens de circulation sont séparés de larges espaces, une installation photovoltaïque peut également être envisagée plus sereinement.

Les délaissés routiers privilégiés pour y poser des panneaux solaires

En France, Vinci Autoroutes s’est dit favorable à l’utilisation du foncier routier pour poser des panneaux solaires. Son directeur général Pierre Coppey évoquait un espace de 1 000 hectares disponibles sur son réseau à cette fin, à l’occasion d’une audition devant les sénateurs en mars 2023.

Le 15 avril dernier, le ministre de l’Économie et des Finances Bruno Le Maire a annoncé plusieurs mesures qui permettent de développer le photovoltaïque et son industrie. Il y est notamment indiqué d’envisager la « solarisation des délaissés routiers du réseau national ». Il s’agit d’identifier sur les réseaux routiers les aires de repos et les échangeurs routiers qui revêtent un potentiel solaire, afin d’y installer des panneaux photovoltaïques, au sol ou sur ombrières de parkings. Des Appels à manifestations d’intérêt (AMI) seront lancés cette année pour établir la liste des entreprises intéressées par ces projets. Il n’est donc pas évoqué à ce stade d’investir les terre-pleins routiers proprement dits.

Utiliser les routes pour produire de l’énergie via des panneaux solaires n’est pas une nouveauté. En Corée du Sud, une autoroute abrite déjà sur 32 km des panneaux photovoltaïques, au niveau de son terre-plein central. Plus près de nous à Marseille, le projet Canopée envisage de recouvrir ses autoroutes urbaines par des tunnels photovoltaïques pour fournir une électricité peu coûteuse aux quartiers les plus défavorisés de la ville. Si ce projet se concrétise et donne satisfaction, il pourrait faire des émules.

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Quatorze ans après sa mise hors service suite à la catastrophe de Fukushima, le sort de la plus grande centrale nucléaire au monde n’est toujours pas fixé. Si les travaux de chargement de combustible ont pu commencer, les autorités locales n’ont, elles, pas donné leur accord pour une éventuelle remise en service. 

TEPCO (Tokyo Electric Power Company) pensait peut-être voir la lumière au bout du tunnel. En début de semaine, l’énergéticien japonais annonçait – enfin – le chargement en combustible du réacteur n° 7 de sa centrale de Kashiwazaki-Kariwa, après 14 années d’arrêt. L’espoir n’aura pourtant été que de courte durée puisque quelques jours plus tard, l’entreprise informait dans un communiqué l’arrêt des opérations à cause d’une défaillance technique sur un équipement de chargement.

Si cet incident ne poserait aucun problème de sécurité, il vient s’ajouter à la longue liste des déconvenues qu’a subies TEPCO depuis l’arrêt de la centrale en 2012, suite de la catastrophe de Fukushima. À l’époque, l’entreprise avait procédé à des travaux de mise à niveau comprenant notamment la surélévation d’une digue de 800 mètres de long, et la reconstruction d’un réservoir de stockage de débordement radioactif. En 2021, à l’issue de ces travaux, l’Autorité de réglementation du nucléaire (NRA) avait publié un rapport mettant en évidence de graves infractions à la sécurité, reportant ainsi de manière indéfinie le redémarrage de la centrale. Ce problème de sécurité aurait été causé par un employé ayant oublié, sur le toit de sa voiture, des documents confidentiels relatifs à la sécurité de la centrale !

En décembre 2023, la NRA a finalement levé l’interdiction opérationnelle de l’usine, permettant théoriquement son redémarrage. Néanmoins, le sort de la centrale est encore loin d’être fixé puisque le gouvernement local n’a pas donné son feu vert.

L’histoire mouvementée de la centrale de Kashiwazaki-Kariwa

En 2007 déjà, la centrale avait essuyé un tremblement de terre de magnitude 6,6, dont l’épicentre se trouvait à seulement 19 km du site. À l’époque, les réacteurs s’étaient automatiquement coupés par mesure de sécurité. Il aura fallu près de 16 mois d’évaluation complète de la centrale, et un travail poussé sur la compréhension de l’activité sismique du site pour en permettre le redémarrage. Finalement, seuls 4 des 7 réacteurs seront redémarrés entre 2009 et 2010 avant d’être de nouveau arrêtés à partir de 2011, suite à la catastrophe de Fukushima.

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Pour soutenir le déploiement des énergies renouvelables intermittentes, le monde a besoin de solutions de stockage. Parmi elles, les systèmes de stockage d’électricité par air comprimé, appelés « CAES ». Et la Chine vient de connecter le plus important du genre à son réseau.

L’acronyme CAES est utilisé par les experts pour évoquer un système de stockage d’électricité par air comprimé — ou Compressed Air Energy Storage pour les anglophones. L’idée est de compresser de l’air dans une cavité saline et de le décompresser à travers des turbines en fonction des productions renouvelables et de la demande en électricité. De l’avis des experts, cette idée est prometteuse. Car, enrichis de systèmes de récupération de la chaleur produite en cours de compression, les rendements des CAES peuvent dépasser les 70 %. Ils pourraient ainsi s’avérer efficaces, par exemple, pour gérer l’intermittence quotidienne de l’énergie solaire. Et pour l’avenir, l’ambition est de concevoir des stockages allant jusqu’à 10 GWh sur une dizaine d’heures.

La Chine et le stockage d’électricité par air comprimé

En attendant, la société d’ingénierie publique China Energy Engineering Corporation vient d’annoncer la mise en service du plus important CAES au monde. Baptisé Hubei Yingchang, le système présente une capacité de 300 mégawatts (MW) sur cinq heures. Ce qui correspond à un stockage de 1 500 mégawattheures (MWh). Il a coûté un peu plus de 250 millions d’euros et a été construit dans des mines de sel abandonnées. Le tout en deux ans seulement. C’est 3 à 4 fois plus rapide que ce qu’il faut traditionnellement pour développer un autre genre de système de stockage de l’électricité à grande échelle, une station de transfert d’énergie par pompage (STEP).

Pour rester dans les chiffres, le CAES chinois affiche une efficacité aller-retour de 64 %. Une efficacité qui pourrait même atteindre les 70 % des batteries à flux redox, avancent China Energy Construction Digital Group et la filiale de State Grid basée à Hubei, les deux responsables du projet. L’objectif : absorber les pointes sur le réseau local en chargeant chaque année près de 500 gigawattheures (GWh) d’électricité et en en restituant environ 320.

Il y a quelques mois déjà, la Chine, toujours, avait connecté au réseau un autre système de stockage d’électricité par air comprimé d’une puissance de 100 MW pour une capacité de stockage de 400 MWh. Le tout, avec une efficacité annoncée de 70 %.

Un projet de CAES plus important encore aux États-Unis

Mais Les États-Unis devraient bientôt détrôner la Chine grâce à deux installations en cours de construction. Les CAES développés par Hydrostor en Californie auront une puissance de 500 MW chacun et seront capables de stocker au total presque 10 GWh d’énergie. De quoi fournir entre 8 et 12 heures d’électricité au réseau. Le tout avec une durée de vie estimée à 50 ans et pour un coût qui ne devrait pas excéder celui d’installations de puissances égales de batteries. Mise en service prévue d’ici 2028.

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Pour accélérer la décarbonation du chauffage dans les bâtiments et l’industrie, le gouvernement entend miser sur les pompes à chaleur (PAC). Après avoir annoncé un plan national visant à produire un million de PAC par an en France dès 2027, il dévoile les détails de la stratégie.

Le chauffage représente le plus grand poste de consommation d’énergie du secteur résidentiel. Depuis quelques années, les politiques publiques incitent les Français à remplacer leur chauffage vétuste par des modèles plus économiques et écologiques, comme les chaudières à biomasse, mais surtout les pompes à chaleur. Toutefois, si la France produit environ 350 000 PAC chaque année, elle doit encore importer 30 à 40 % de ses besoins, notamment d’Asie.

Les 8 axes du gouvernement pour atteindre 1 million de pompes à chaleur d’ici 2027

En septembre 2023, Emmanuel Macron avait déjà annoncé son souhait de voir la France porter la production à un million d’exemplaires chaque année, d’ici la fin de son quinquennat en 2027. Encore fallait-il connaître les moyens prévus pour développer la filière sur le territoire. C’est chose faite depuis le 15 avril 2024, avec l’annonce du ministre de l’Économie et de l’Énergie, Bruno Le Maire, d’un plan national en la matière. Il s’articule autour de 8 points :

• Construire de nouvelles usines de production de PAC grâce à une prise en charge importante des coûts d’investissement ;
• Flécher la commande publique et les aides publiques en faveur des PAC françaises ;
• Simplifier la réglementation pour favoriser l’installation des PAC dans les logements collectifs ;
• Accompagner la montée en puissance des métiers de la filière ;
• Agir pour que le consommateur ait confiance en ce mode de chauffage ;
• Mieux faire connaître les solutions proposées par les PAC ;
• Développer la PAC dans l’industrie.

Dans un communiqué, le gouvernement rappelle que la France est le premier marché des PAC domestiques en Europe et qu’elle dispose d’un important potentiel pour augmenter sa production locale. À terme, il s’agirait de décarboner le chauffage et de diminuer notre dépendance aux importations de gaz.

Un des points du plan consiste à faire mieux connaître les systèmes de PAC au grand public. En effet, il n’est pas évident pour un consommateur de s’y retrouver sur ce marché puisque le produit se décline en plusieurs modèles : aérothermiques, géothermiques ou hydrothermiques. Le fonctionnement et les prix divergent d’une technologie à l’autre. Mais toutes partagent la particularité de puiser les calories de l’air extérieur ou du sous-sol pour les redistribuer dans le système de chauffage du bâtiment. Et l’intérêt réside dans son efficacité puisque la PAC utilise moins d’énergie qu’elle n’en produit.

Les obstacles rencontrés par la filière de la pompe à chaleur

La filière se heurte toutefois à plusieurs difficultés. Déjà, il s’agit d’un mode de chauffage économique, certes, mais qui fonctionne à l’électricité. Or, l’augmentation régulière des prix de l’électricité pourrait freiner les consommateurs à investir dans ce mode de chauffage. Ensuite, si l’installation d’une PAC permet d’obtenir des aides. Toutefois, les dispositifs sont parfois complexes et difficiles à mettre en œuvre. Ainsi, en 2024, le dispositif MaPrimeRénov’ a changé pour favoriser les rénovations d’ampleur des logements. Mais il fait l’objet de critiques régulières dans le traitement des dossiers et les délais de versement des primes. Un point à améliorer pour rendre ce soutien réellement efficace et incitatif.

Ensuite, les PAC ont fait d’énormes progrès pour améliorer leur technologie. Mais elles sont souvent critiquées pour leur moindre efficacité en période de grand froid et la nécessité de s’équiper d’un mode de chauffage complémentaire pour améliorer le confort dans le logement. Une étude récente montre que la PAC présente des résultats satisfaisants pour les climats doux et que seules les températures extrêmes de l’ordre de -30 °C par exemple, amoindrissent leur efficacité. Pour autant, certains pays au climat particulièrement rigoureux comme la Finlande adoptent en masse les pompes à chaleur, en les associant à un mode de chauffage au bois.

Par ailleurs, le secteur manque de professionnels qualifiés pour conseiller, installer et effectuer la maintenance des équipements. Le plan du gouvernement mise justement sur la formation à ces métiers pour suivre la cadence de déploiement des PAC.

Un appel à manifestation d’intérêt PAC pour soutenir les industriels

En parallèle du plan annoncé par le gouvernement, un appel à manifestation d’intérêt PAC a également été lancé le 15 avril. Il s’agit de pouvoir lister les porteurs de projets d’usines de PAC ou de fabricants de composants essentiels, afin que ces acteurs puissent être accompagnés. La date limite pour déposer les dossiers a été fixée au 30 juin 2024.

Enfin, ce plan de bataille en faveur des PAC s’inscrit dans le mouvement européen du même ordre puisqu’une directive vient d’être adoptée concernant la performance énergétique des bâtiments. Le texte prévoit qu’à partir de 2030, tous les nouveaux bâtiments devront être zéro émission, ce qui va favoriser le déploiement des PAC.

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Mais qu’est devenue cette drôle d’éolienne qui trônait jusqu’à récemment sur le port de Fos-sur-Mer, et dont il ne reste presque plus rien ? Conçue par une startup française et promise à un avenir radieux, elle n’ira finalement jamais jusqu’à l’exploitation commerciale. Explications.

Il y a bientôt 10 ans, la startup Nenuphar faisait sensation avec son Twinfloat, un concept d’éolienne verticale à deux turbines censée conquérir le marché naissant de l’éolien offshore. Malgré ses nombreuses promesses, le concept finit par tomber dans l’oubli et la startup est placée en liquidation judiciaire en 2018.

Pourtant, tout avait bien commencé. Créée en 2006, la startup française met d’abord en service son premier prototype à Ferques, dans le Pas-de-Calais. Celui-ci, de taille et de puissance modeste (35 kW pour 6 mètres de haut) permettra de préparer le terrain pour la mise en œuvre d’un second prototype, cette fois-ci à Fos-sur-Mer (voir l’endroit). Beaucoup plus imposante, cette nouvelle éolienne, installée à terre en 2014, mesure 40 mètres de haut pour 50 mètres de diamètre et affiche une puissance de 600 kW. D’abord équipée de trois pales vrillées et inclinées, elle verra son design modifié et sera équipée de deux pales droites, avec un pitch réglable (orientation des pales). Cette nouvelle configuration est censée limiter les coûts de fabrication, et permettre la mise en « drapeau » de l’éolienne en cas de vents forts.

Le site d’essais à terre de l’éolienne Nenuphar à Fos-sur-Mer, en 2016, 2019 et 2023 / Images satellite Google Earth.

Le prototype séduit à tel point qu’EDF Énergies Nouvelles (l’ancêtre d’EDF Renouvelables) envisage de l’utiliser pour son projet Provence Grand Large (PGL). À l’époque, on parle de 13 éoliennes verticales d’une puissance de 2,6 MW chacune. Malheureusement pour Nenuphar, la phase de R&D se prolonge, à tel point que le prototype devient incompatible avec le planning de mise en service du projet PGL, à l’époque estimée à 2019.

Le prototype d’éolienne à axe vertical Vertiwind, aujourd’hui démonté / Image : Nenuphar.

Trop en avance sur son temps ?

Malgré une importante levée de fonds de 15 millions d’euros en 2014, Nenuphar subira à la fois le retard de la France dans le domaine de l’éolien offshore, ainsi que des désaccords avec des investisseurs qui entraîneront le gel des projets à partir de 2015. La situation de Nenuphar n’est pas sans rappeler celle de Sabella spécialiste français de l’hydrolien, qui a également été placée en liquidation judiciaire, en partie par faute de projets concrets.

Pourtant, si aucune éolienne verticale offshore n’est actuellement en service commercial, de nombreuses entreprises croient en leurs avantages potentiels comme un déploiement plus rapide, un rendement plus important et une maintenance plus aisée. Plusieurs projets semblent d’ailleurs se concrétiser. C’est le cas de la startup SeaTwirl, dont le concept ressemble fortement à l’éolienne de Nenuphar. Celle-ci vient de signer un partenariat avec la société Kontiki Winds pour la fourniture d’éoliennes de petite taille destinées à alimenter les sites hors réseau tels que les plateformes pétrolières offshore, les fermes piscicoles ou encore les usines de désalinisation. Grâce à ce design vertical, les éoliennes de SeaTwirl pourraient se montrer moins chères et plus résistantes aux conditions climatiques parfois extrêmes de la haute-mer. Dans la famille des éoliennes à axe vertical, on peut également citer la startup norvégienne World Wide Wind qui devrait prochainement mettre à l’eau un prototype de 19 mètres de haut.

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Le projet de la future plus grande centrale photovoltaïque flottante au monde commence mal. Alors que sa première portion de 88 MWc devait bientôt être mise en service, une tempête est venue balayer les panneaux, engendrant des dégâts considérables.

Sale temps pour le photovoltaïque ! Il y a quelques jours, on vous parlait de ce parc de 400 hectares qui avait été lourdement endommagé par la grêle, dans le Texas. Cette fois, en Inde, c’est une portion du futur plus grand parc solaire flottant qui a été détruite par un orage estival quelques jours avant sa mise en service. Les impressionnantes vidéos de l’évènement témoignent des dégâts considérables qu’ont subi les panneaux.

Construit sur le réservoir du barrage Omkareshwar, dans la province indienne de Madhya Pradesh, ce parc de 88 MWc n’est, en réalité, qu’une partie de la première phase de la future plus grande centrale photovoltaïque flottante au monde. Une fois terminée, celle-ci devrait atteindre une puissance de 600 MWc sur une surface de 2 000 hectares. Pour l’heure, les travaux en cours portent sur trois sections de la première phase du projet, pour une puissance de 278 MWc. L’orage a touché la première portion achevée, tandis qu’une seconde portion de 100 MWc est en cours de raccordement.

#Nature & #Narmad #River 's fury disrupts one of the largest floating solar panel plant on Omkareshwar #Dam reservoir which was being opposed by Fisher people for causing disruption to their fishing rights. Clip shared by @NarmadaBachao activist @iAlokAgarwal pic.twitter.com/Cvx5nSJ0Ku

— Nandini K Oza (@OzaNandini) April 10, 2024

Une structure sous-dimensionnée par rapport aux conditions climatiques ?

À l’issue d’une évaluation des dégâts, le promoteur du parc a tenu des propos rassurants, indiquant qu’ils pourraient rapidement être réparés. Le promoteur espère pouvoir mettre en service plus de 100 MWc de panneaux d’ici la fin du mois. Pour l’heure, aucun détail n’a été communiqué sur la nature ni l’origine exacte des dégâts. Il pourrait s’agir d’une défaillance technique comme d’un mauvais dimensionnement du système d’ancrage des structures de panneaux (voir notre reportage sur le chantier d’une centrale solaire flottante dans le sud de la France). Espérons tout de même que les promoteurs du parc revoient leur copie pour éviter qu’une telle situation ne se reproduise.

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L’éolien offshore ne cesse de se développer. Partout, les projets se concrétisent. Le marché reste aujourd’hui dominé par la Chine.

L’éolien offshore ne cesse de se développer

L’année 2023 marque un tournant pour l’éolien offshore en Europe avec l’installation de 3,8 gigawatts (GW), un record jamais atteint auparavant. Cette performance s’inscrit dans un contexte de renforcement des capacités européennes visant à réduire la dépendance aux énergies fossiles. Pour faire simple, l’éolien offshore désigne les éoliennes implantées en mer, une technologie avantageuse en raison des vents plus forts et plus constants que sur les côtes. Parmi les pays leaders, les Pays-Bas se distinguent particulièrement avec 1,9 GW installés, surpassant le Royaume-Uni. Cette avancée démontre un engagement croissant envers cette énergie durable.

L’Europe conserve également son avance dans le secteur spécifique de l’éolien flottant, où elle a ajouté 37 mégawatts (MW) en 2023. À ce jour, elle détient 79 % de cette technologie spécialisée, qui permet d’installer des éoliennes en eaux profondes où les fondations fixes ne sont pas viables. Cette technologie représente une solution innovante pour exploiter les vents marins dans des zones jusqu’alors inaccessibles, consolidant ainsi la position de l’Europe comme un leader dans le domaine de l’innovation énergétique renouvelable.

La Chine domine toujours le marché global

Pendant ce temps, la Chine continue d’élargir son empreinte dans l’éolien offshore. Pékin ajoute 6,3 GW en 2023, ce qui représente plus de la moitié des nouvelles capacités mondiales installées. Cette expansion porte la capacité totale de la Chine à 38 GW. La-aussi, cela représente plus de la moitié des installations offshore à travers le monde. La stratégie chinoise reflète une ambition claire de dominer ce secteur de l’énergie renouvelable. Un marché d’avenir face au changement climatique.

Sur la scène mondiale, la capacité totale de l’éolien offshore atteint 75,2 GW à la fin de l’année 2023. De fait, il s’agit d’une technologie vue comme un pilier de la production d’énergie propre. Le rapport du Global Wind Energy Council souligne une augmentation de 24 % par rapport à 2022. Là aussi, une nouvelle preuve de l’accélération mondiale vers des alternatives énergétiques moins polluantes.

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Imaginez faire des économies notables sur votre budget carburant tout en adoptant un style de conduite qui respecte davantage l’environnement. L’écoconduite se révèle être une méthode efficace pour réduire vos dépenses et votre empreinte carbone.

Carburant : baisser un peu la vitesse va vous faire économiser !

Réduire votre vitesse de seulement 10 km/h sur autoroute peut vous faire économiser jusqu’à 4,5 litres de carburant sur 500 km. Cette pratique, recommandée par l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe), affecte à peine le temps de trajet. Par exemple, sur un trajet Lyon-Paris, cela représente seulement 18 minutes supplémentaires, un petit sacrifice pour une économie conséquente à réaliser.

Le démarrage en douceur est très important, surtout lors des premiers kilomètres où le moteur est encore froid. Poussez votre moteur trop rapidement peut augmenter sa consommation de carburant de 45 % au premier kilomètre. L’Ademe suggère d’éviter les accélérations brusques et de ne pas faire chauffer le moteur à l’arrêt, une habitude encore commune, mais inutile avec les véhicules modernes.

Couper le moteur : quand et pourquoi ?

Arrêter le moteur lors d’arrêts de 10 à 20 secondes, comme dans les bouchons, peut économiser 10 à 15 % de carburant. Avec l’introduction des systèmes « Stop & Start » sur les véhicules récents, cette pratique est devenue automatique, réduisant le gaspillage de carburant et les émissions polluantes sans effort supplémentaire de la part du conducteur.

Maintenir une vitesse constante et éviter les à-coups sont des méthodes éprouvées pour réduire la consommation de carburant jusqu’à 20 %. Anticiper les ralentissements et utiliser efficacement le frein moteur améliorent l’économie de carburant, mais aussi la sécurité et le confort de conduite. De plus, des pneus bien gonflés et sans surcharge inutile contribuent à une meilleure efficacité énergétique. Au total, toutes ces pratiques peuvent vous faire économiser environ 500 euros par an !

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Face aux enjeux climatiques, la France renforce sa législation pour favoriser l’adoption de solutions énergétiques durables. Parmi ces solutions, les ombrières de parking photovoltaïques émergent comme une option à la fois pratique et économique, permettant de produire de l’énergie tout en protégeant les véhicules des intempéries.

Les ombrières de parking photovoltaïque : une solution pratique et rentable

La loi Climat et Résilience, renforcée par la loi APER de 2023, est une pierre angulaire de la stratégie française contre le changement climatique. Ces réglementations ont non seulement stimulé l’adoption de technologies solaires en France, mais ont également posé des fondations solides pour une économie plus verte. En imposant l’installation de panneaux photovoltaïques sur les nouveaux bâtiments commerciaux et les parkings, ces lois visent à augmenter significativement la production d’énergie renouvelable tout en réduisant les émissions de CO2. APEX, en tant que leader régional, joue un rôle important dans ces différents changements, en mettant en œuvre des projets qui alignent viabilité économique et respect de l’environnement.

Les ombrières photovoltaïques ne sont pas seulement des sources d’énergie ; elles offrent également un abri contre les intempéries tout en optimisant l’espace inutilisé des parkings. Leur installation transforme des aires de stationnement ordinaires en centrales énergétiques, contribuant à la réduction de la dépendance aux énergies fossiles. Ce système représente une solution rentable pour les entreprises, augmentant la valeur des propriétés tout en diminuant les coûts énergétiques. C’est une avancée majeure vers l’autosuffisance énergétique qui s’inscrit parfaitement dans les objectifs de développement durable.

APEX leader de l’énergie en région sud

Le succès d’un projet photovoltaïque dépend largement de l’expertise de l’entreprise choisie. APEX, pionnier dans le domaine en région sud, démontre par son expérience et sa capacité à innover, pourquoi le choix de l’entreprise pour répondre à l’Obligation d’combrières photovoltaïques de parking est primordial. De la conception à la maintenance, APEX assure une qualité et une performance optimales des installations, garantissant ainsi un rendement énergétique maximal et une intégration respectueuse dans l’environnement local. Leur leadership se manifeste par une approche proactive et une adaptation constante aux nouvelles réglementations et demandes du marché.

L’avenir du photovoltaïque est prometteur, avec des avancées technologiques qui continuent de réduire les coûts et d’augmenter l’efficacité des installations. Les progrès dans les matériaux, les techniques de stockage de l’énergie et les innovations comme les ombrières intelligentes préfigurent une révolution dans la production et la consommation d’énergie renouvelable. Les politiques incitatives, les avancées technologiques et les acteurs engagés comme APEX contribuent à façonner un futur où le photovoltaïque joue un rôle central dans l’énergie durable.

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Le secteur énergétique français a été marqué en 2023 par une vague inédite de réclamations adressées au médiateur d’EDF, Olivier Fontanié. Cette augmentation, qui s’élève à 37% par rapport à 2022, est liée en particulier aux difficultés rencontrées par les consommateurs et les entreprises pour payer leurs factures, dans un contexte de hausses des prix de l’énergie.

Qui est le médiateur d’EDF et quel est son rôle ?

Le médiateur d’EDF, actuellement Olivier Fontanié, joue un rôle central en tant qu’intermédiaire impartial entre l’énergéticien et ses clients. Sa mission est de traiter les litiges non résolus par les services classiques de l’entreprise, offrant ainsi une dernière voie de recours pour les clients insatisfaits. En 2023, selon le rapport publié le 18 avril 2024, le médiateur a enregistré un nombre record de 7.470 saisines, en hausse de 37%.

La saisine du médiateur est une démarche que les clients peuvent entreprendre après avoir épuisé les voies de résolution habituelles d’EDF. Mais avant de pouvoir saisir le médiateur, le client doit avoir soumis une réclamation initiale à EDF et laissé un délai raisonnable sans obtenir de réponse satisfaisante.

Pourquoi une hausse des saisines en 2023 ?

La majorité des litiges en 2023 étaient liés à des augmentations de tarifs et des difficultés financières exacerbées par la fin annoncée du bouclier tarifaire. Les saisines provenant des entreprises concernaient principalement des difficultés à obtenir des réponses à leurs réclamations ou à honorer les contrats signés en période de prix élevés.

Le médiateur a noté une hausse exceptionnelle des demandes des professionnels, tandis que les augmentations étaient plus modérées chez les consommateurs individuels. Malgré la complexité des cas, 84% des réclamations acceptées ont été résolues à l’amiable, souvent dans un délai moyen de 64 jours.

En effet, la majorité des réclamations a été jugé irrecevable. Sur les 7.470 saisines enregistrées en 2023, seulement 1.652 ont ou vont passer entre les mains du médiateur d’EDF. In fine, seulement 23% des dossiers particuliers et 19% des dossiers professionnels auront pu bénéficier de l’aide du médiateur d’EDF pour trouver une résolution amiable qui convienne aux deux parties.

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Les ailes d’un moulin tournent, poussées qu’elles sont par le vent. Mais cette image traditionnelle pourrait bientôt laisser place à une autre. Celle de moulins dont les ailes seraient recouvertes de panneaux solaires photovoltaïques. À Potsdam (Allemagne), un moulin datant de 1702 désormais habité est ainsi habillé depuis 18 ans.

La Perse, la Chine ou l’Égypte. L’origine des moulins à vent est difficile à établir. Mais déjà, plusieurs siècles avant J.-C., des hommes avaient eu l’idée d’utiliser la force du vent pour produire de l’énergie. Une énergie pas encore électrique, mais mécanique. Servant alors à moudre le grain ou à pomper de l’eau. L’Europe s’y est mise un peu plus tard. Les Pays-Bas sont encore connus aujourd’hui pour leurs moulins et un bon millier reste en activité. Certains sont à présent inscrits au patrimoine mondial de l’Unesco.

À Potsdam, un moulin pas tout à fait comme les autres

De l’autre côté de la frontière, quelque part sur les rives du Großer Zernsee, l’un des nombreux plans d’eau de la région des lacs de Brandebourg, au sud-ouest de Berlin (Allemagne), un moulin datant de 1702 a été réhabilité. Un bâtiment de 18 mètres de haut comptant 200 mètres carrés de surface habitable sur 5 étages. Avec l’idée originale, dans le cadre d’une émission de télévision diffusée en 2006, d’en faire une maison de vacances autonome en énergie.

Le moulin photovoltaïque de Potsdam / Images : X Balkonsolar.

Comment ? Grâce aux ailes du moulin, évidemment. Mais pas tout à fait comme on pourrait l’imaginer de prime abord. Car ce moulin n’exploite pas l’énergie du vent. Il produit de l’électricité grâce à des panneaux solaires installés sur ses ailes. Au total, 24 panneaux photovoltaïques Sharp pour une puissance annoncée de l’ordre de 4,4 kilowatts-crête (kWc) — six modules de 185 watts-crête (Wc) sont installés sur chaque aile.

Les experts de SunEnergy GmbH qui ont installé le système assurent qu’il permet de couvrir les besoins du moulin. Notamment grâce à son dôme — le 5ᵉ étage — un peu particulier. Les ailes du moulin y sont fixées et il peut tourner sur 360°. Objectif : suivre la course du soleil tout au long de la journée et garder les panneaux solaires photovoltaïques dans le meilleur alignement.

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Enedis a publié les chiffres de raccordement des nouvelles installations d’autoconsommation collective mises en service au premier trimestre 2024. Et le moins qu’on puisse dire, c’est que le secteur connaît un franc succès. Pourquoi l’autoconsommation collective est-elle aussi appréciée en France ? Explications.

Depuis deux ans, la flambée des prix de l’énergie a incité de plus en plus de consommateurs à s’interroger sur leur façon de consommer. Ainsi, la sobriété est devenue réflexe, tant pour éviter de faire flamber sa facture que pour répondre aux sollicitations des pouvoirs publics face aux difficultés rencontrées par le réseau. Mais les usagers se sont également tournés vers une autre solution : l’autoconsommation. Il s’agit de consommer l’énergie que l’on produit soi-même, le plus souvent grâce à des panneaux photovoltaïques. Cette autoconsommation peut être individuelle lorsque le consommateur produit et utilise l’électricité qu’il produit seul. Elle peut aussi être collective, lorsqu’elle rassemble plusieurs acteurs.

Les chiffres de l’autoconsommation collective au premier trimestre 2024

Justement, le distributeur Enedis a publié fin mars les chiffres de l’autoconsommation collective pour le premier trimestre de l’année. Et la filière est manifestement en plein boom. Entre janvier et mars 2024, Enedis a dénombré 379 opérations d’autoconsommation collective dans son périmètre. Le chiffre est en hausse de 102 % par rapport à l’année 2023. Le distributeur nous apprend par ailleurs que ces 379 opérations, qui atteignent une puissance totale installée de 27 mégawatts (MW), rassemblent pas moins de 4 929 participants avec une moyenne de 2 producteurs pour 11 consommateurs pour chaque opération.

Les régions Grand Est et Occitanie arrivent en tête du classement s’agissant du nombre d’opérations réalisées (51), devançant de peu les Hauts-de-France (49) et Auvergne Rhône-Alpes (48). En fin de liste, le Centre-Val de Loire ne fait état que de 8 opérations effectuées. On remarque que l’autoconsommation collective plaît partout en France et n’est pas limitée à un seul territoire.

Les conditions de mise en œuvre d’un projet d’autoconsommation collective

Quel est le cadre de réalisation d’un projet d’autoconsommation collective ? Pour répondre à la demande du public, Enedis a publié un guide pédagogique pour répondre aux questions les plus fréquentes. Pour mettre en place un projet d’autoconsommation collective, les participants doivent se réunir pour fonder une structure juridique. On l’appelle la personne morale organisatrice. Cela peut être une association, une coopérative ou encore une société par exemple.

Le projet doit porter sur une ou plusieurs installations dont la puissance de production cumulée est inférieure à 3 mégawatts (MW). Les consommateurs qui participent à l’opération peuvent être des particuliers comme des habitants ou des bailleurs sociaux par exemple, mais aussi des acteurs industriels. Tous les participants doivent en revanche se situer dans un périmètre restreint de 2 km (même si une dérogation peut être accordée pour porter la limite à 20 km en zone rurale). Les consommateurs conservent leur contrat de fourniture d’électricité puisque l’installation d’autoconsommation collective ne couvre pas tous leurs besoins. Mais les kilowattheures (kWh) produits dans le cadre de l’opération sont déduits de la facture classique.

Les raisons du succès de l’autoconsommation collective en France

D’après les chiffres publiés par Enedis, l’autoconsommation séduit de plus en plus de monde. L’une des raisons de cet engouement réside sans doute dans le contexte de la crise de l’énergie. Pendant des décennies, la France a pu compter sur une électricité peu chère produite principalement par son parc nucléaire. Avec l’augmentation de la demande d’énergie liée à la reprise économique post-covid, suivie de la guerre en Ukraine qui a tendu l’approvisionnement en gaz en Europe, la situation s’est compliquée. Elle a ensuite été aggravée par les difficultés propres aux moyens de production français : parc nucléaire partiellement à l’arrêt pour des défauts inopinés et des reports d’opérations de maintenance, nombreux épisodes de sécheresse qui ont diminué les réserves des installations d’hydroélectricité.

Les Français ont ainsi vu leur facture d’énergie flamber depuis 2022, même si les particuliers et les petits professionnels ont été en partie protégés par le bouclier tarifaire qui a contenu la hausse des prix. Toutefois, les usagers se sont penchés sur leur facture d’énergie et ont cherché des moyens de faire baisser la note. Si les installations photovoltaïques individuelles sont en plein développement, elles ne sont pas adaptées à tous : locataires, occupants d’immeuble (même si les kits de balcon existent), maisons et terrains mal orientés. De nombreuses raisons peuvent freiner l’investissement dans une installation individuelle de production d’électricité.

Les opérations d’autoconsommation collective représentent alors une alternative pour ceux qui souhaitent investir dans une énergie décarbonée produite localement en circuit court. D’ailleurs, ces projets sont encouragés et certaines régions proposent même des aides. Par exemple, la région Grand Est propose une aide pouvant aller jusqu’à 70 % pour les études de faisabilité du projet et jusqu’à 500 euros/kilowatts crête (kWc) pour les dépenses. Ces opérations sont également l’occasion de se réunir en collectif pour mener à bien un projet concret, à taille humaine, en investissant une partie de son épargne. Avec la nouvelle hausse du prix de l’électricité appliquée depuis février 2024 et l’annonce de Bruno Le Maire indiquant qu’une énième augmentation était à prévoir l’an prochain, il y a fort à parier que les projets d’autoconsommation collective vont se multiplier dans les prochains mois.

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Le marché des panneaux solaires est dominé par l’Asie. Les entreprises françaises ou européennes sont en difficulté. L’une des plus importantes de France, Systovi, met la clé sous la porte.

Systovi, la fin d’un pionnier des panneaux solaires

Créée en 2008, la société Systovi, localisée à Carquefou près de Nantes, s’est spécialisée dans la fabrication de panneaux solaires. Les géants asiatiques dominent ce marché. En dépit d’un chiffre d’affaires respectable de 21,5 millions d’euros en 2023, l’entreprise de 87 employés ne peut plus résister à la pression économique et à l’accélération du dumping chinois. L’absence de repreneurs et le poids des réglementations contraignent le tribunal de commerce à prononcer sa liquidation judiciaire. La nouvelle tombe au moment où la France s’engage à doubler ses capacités de production solaire d’ici 2030. Un « plan de bataille » ambitieux mais insuffisant pour sauver Systovi.

Les efforts récents, incluant un investissement de près de 2 millions d’euros pour augmenter la production, n’ont pas suffi à inverser la tendance. La direction de Systovi explique que la décision de fermer est « inévitable ». Elle souligne l’intérêt des acteurs pour reprendre le flambeau, mais déplore l’absence de propositions concrètes.

L’industrie solaire française prend un coup

Le cas de Systovi soulève des questions cruciales sur la viabilité des fabricants européens de panneaux solaires face à la concurrence asiatique. Produire des modules à partir de cellules importées reste un défi majeur, le marché étant extrêmement volatile et dépendant des besoins chinois. La France, malgré ses efforts pour stimuler l’industrie solaire locale, accuse un retard significatif en matière d’industrialisation photovoltaïque.

Cette faillite intervient également dans un contexte où le gouvernement français s’efforce de combler le déficit de production solaire. Avec un objectif révisé de 100 GW d’ici 2035, le pays envisage d’augmenter sa capacité de production solaire interne à 40 % de sa consommation d’ici 2030. La fin tragique de Systovi tombe donc très mal. Elle met en lumière un retard important pris par la France dans la production et la démocratisation des panneaux solaires.

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Le 1ᵉʳ octobre 2024 marquera la fermeture définitive du gisement de gaz naturel de Groningue, le plus grand d’Europe, mettant un terme à une ère de plus de soixante ans d’exploitation.

Gisement de Groningue : les habitants n’en pouvaient plus

Le gisement de Groningue, exploité depuis 1963, a été un pilier de l’approvisionnement en gaz naturel en Europe. La décision de fermer les vannes a été influencée par les séismes de faible magnitude causés par l’exploitation du gaz. Ces tremblements ont non seulement endommagé des propriétés, mais ont également affecté la qualité de vie des riverains, conduisant à une lutte juridique et politique prolongée. L’arrêt de l’extraction est une réponse à ces défis environnementaux et sociaux, mais pose la question de l’adaptation à de nouvelles sources d’énergie.

Depuis plus de vingt ans, les résidents de Groningue vivent dans l’incertitude, subissant des dommages matériels et moraux dus aux séismes répétés. Les indemnisations et les mesures compensatoires ont été lentes et insuffisantes, exacerbant le sentiment d’injustice au sein de la communauté. Le renforcement des structures et la réparation des dommages sont désormais des priorités urgentes pour le gouvernement, témoignant de la complexité des implications humaines de l’extraction énergétique.

Une fermeture en pleine guerre en Ukraine

La fermeture du gisement intervient dans un contexte de crise énergétique exacerbée par des tensions internationales, notamment l’invasion de l’Ukraine par la Russie. Les autorités néerlandaises ont dû jongler entre les impératifs de sécurité d’approvisionnement national et les exigences de transition énergétique. Cette décision illustre les dilemmes auxquels sont confrontés les pays dépendants des combustibles fossiles dans un monde qui aspire à une plus grande durabilité.

Avec la fermeture définitive du gisement, les Pays-Bas et l’Europe doivent repenser leurs stratégies énergétiques. Les défis liés à la transition vers des sources d’énergie renouvelables sont immenses, surtout pour une région habituée à compter sur le gaz comme ressource facilement accessible. Comment les décideurs vont-ils balancer les besoins immédiats contre les impératifs écologiques ?

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Transporter les pales des éoliennes de leur site de fabrication jusqu’aux parcs éoliens, ce n’est pas une mince affaire. Et l’opération devient de plus en plus délicate à mesure que les éoliennes grandissent. Les erreurs se payent au prix fort.

Pour produire plus, les ingénieurs ont imaginé des éoliennes toujours plus grandes. Plus hautes. Mais équipées, également, de pales plus longues. Dans leurs versions terrestres, les pales d’éoliennes peuvent atteindre les 60 mètres de long. La plus longue pale d’éolienne en mer, quant à elle, dépasse déjà les 120 mètres. Et le Chinois Mingyang Smart Energy travaille à l’élaboration d’une pale de 140 mètres ! Le tout faisant aussi grimper le poids de ces pièces. Pour vous faire une idée, sachez qu’une pale d’éolienne de 45 mètres de long pèse de l’ordre de 6,5 tonnes. Les pales des éoliennes en mer peuvent, quant à elle, peser plusieurs dizaines de tonnes chacune.

Transporter des pales de plus en plus longues par camion

L’ennui, c’est que ces pales sont rarement fabriquées à proximité des endroits où sont implantés les parcs éoliens. Des zones, qui plus est, auxquelles on accède souvent par des voies relativement étroites, en pente ou le long desquelles se trouvent de nombreux virages, parfois serrés. D’où le défi qui se pose aux promoteurs de ces parcs et aux fabricants d’éoliennes de transporter leurs pales par camion. Avec l’accélération du déploiement de l’éolien, les images d’accidents se multiplient sur les réseaux sociaux.

Pourtant, des solutions existent. Le trajet doit être étudié minutieusement avant de lancer un camion chargé sur les routes. Les pentes, les angles de braquage, les vitesses et même les passages à niveau, les ponts et les tunnels, les revêtements des voies empruntées et les conditions météorologiques au moment du transport doivent être analysés au préalable. Avec toutes ces informations en main, les opérateurs peuvent utiliser des systèmes de lest qui permettent de stabiliser la charge. Ou encore, de tourner la pale de l’éolienne afin de l’équilibrer dans les virages. Mais parfois, des éléments sont oubliés du calcul, comme dans cette vidéo, ou le centre de gravité a manifestement mal été évalué.

Des camions dédiés au transport de pales d’éoliennes

Les ingénieurs travaillent aussi au développement de camions dédiés à ce type d’opérations. Le parc éolien de MacIntyre (Australie) en bénéfice déjà. Il est implanté dans une région accidentée. Pour y accéder, il faut franchir des collines, des ravins et des zones de végétation. Avec des engins classiques, il aurait fallu aux promoteurs détruire pas moins de 20 000 m² de terres agricoles et de forêts pour ouvrir la voie aux camions transportant les pales des éoliennes. Les « manipulateurs de pales » en action depuis quelques mois permettent, grâce à un dispositif à entraînement hydraulique, de relever les pales jusqu’à 40 degrés pour les déplacer plus facilement et en toute sécurité sans abimer les paysages traversés.

Dans le Colorado (États-Unis), une start-up vient quant à elle d’annoncer sa volonté de construire le plus grand avion du monde pour transporter des pales d’éoliennes. Des pales jusqu’à une centaine de mètres de long. Selon Radia, son WindRunner pourrait s’envoler d’aéroports régionaux et atterrir sur la « piste en terre » la plus proche des parcs éoliens.

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Bercy vise à installer un million de pompes à chaleur d’ici à 2027, promettant une réduction significative de la dépendance aux énergies fossiles et un élan pour l’emploi avec la création de 47 000 postes.

Les aides pour les pompes à chaleur ne prennent pas

Le déploiement massif des pompes à chaleur représente une superbe avancée vers la réduction des émissions de CO2, en permettant de diminuer significativement l’utilisation de combustibles fossiles pour le chauffage des bâtiments. Selon le plan de Bercy, cette initiative devrait entraîner des économies annuelles substantielles pour les ménages français, qui pourraient voir leur facture d’énergie réduite grâce à ces dispositifs plus efficients. Toutefois, le coût initial, d’environ 14 700 euros, demeure un défi, malgré les aides telles que MaPrimeRénov’ et l’éco-PTZ qui visent à le rendre plus abordable.

L’objectif de produire un million de pompes à chaleur en France d’ici à 2027 est également un moteur potentiel de croissance économique. La nécessité d’augmenter la production nationale promet de revitaliser l’industrie locale et de créer environ 30 000 emplois pour les installateurs, sans compter les autres postes indirects. Ce projet est ambitieux, car il implique de multiplier par dix la production actuelle, un véritable défi industriel qui nécessite une augmentation significative des capacités de production et de l’expertise technique.

Privilégier les PAC françaises

Le succès de ce plan ne repose pas uniquement sur la capacité de production, mais aussi sur l’acceptation du marché. Les défis incluent la réticence due aux coûts initiaux élevés et à la complexité de l’installation, en particulier dans le cadre des rénovations. En outre, la compétition avec des produits importés, souvent moins chers, pose une menace significative. L’éco-conditionnalité annoncée par Bruno Le Maire vise à privilégier les pompes à chaleur performantes et locales, mais cette stratégie nécessitera une communication et des incitations efficaces pour convaincre les consommateurs.

Le cadre réglementaire, notamment la nouvelle réglementation RE2020, incite fortement à l’utilisation des pompes à chaleur dans les constructions neuves et les rénovations thermiques. Le plan d’action inclut diverses mesures pour stimuler ce marché, comme l’augmentation des aides à l’achat et une stratégie d’achats publics ciblés. Le soutien gouvernemental apparaît donc comme un pilier essentiel pour atteindre les objectifs de 2027.

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La grande distribution n’est pas prête à appliquer la loi en matière d’énergies renouvelables. Le secteur demande un délai de deux ans pour se mettre en conformité. Une requête qui agace.

La grande distribution pas encore prête pour les énergies renouvelables

La grande distribution monte au créneau. Elle entend exprimer son désaccord face aux délais imposés par la loi sur les énergies renouvelables. Notamment concernant l’installation obligatoire d’ombrières photovoltaïques sur les parkings des magasins d’ici 2028. Selon elle, ce calendrier est « totalement inadapté » compte tenu des défis logistiques et économiques à surmonter. Les principaux acteurs du secteur pointent du doigt l’absence de décrets d’application clairs plus d’un an après la publication de la loi.

De plus, les premières usines françaises de production de panneaux photovoltaïques, essentielles pour répondre à cette demande, ne seront pas opérationnelles avant 2025. Dans ce contexte, les magasins se demandent comment il serait possible de couvrir les 70 millions de mètres carrés de parkings en si peu de temps, tout en respectant des conditions économiques raisonnables.

Un impact économique et environnemental à considérer

La loi sur les énergies renouvelables, bien que louable dans ses objectifs de multiplier par dix la capacité de production d’énergie solaire en France d’ici 2050, soulève des préoccupations majeures au sein de la grande distribution. Les coûts associés à ces installations, estimés à 2 milliards d’euros annuels, pourraient s’avérer prohibitifs pour les petits acteurs du secteur. Face à ces enjeux, la grande distribution a déjà plaidé en février 2023 pour des mesures d’incitation financière.

De plus, il existe une inquiétude quant à l’impact de ces installations sur la végétation existante. En effet, les ombrières pourront potentiellement remplacer des zones vertes dans les parkings. Ces arguments poussent les acteurs économiques à demander une révision de la loi. Néanmoins, face à l’urgence climatique, la grande distribution peine à faire des efforts. De son côté, le gouvernement n’entend pas modifier le calendrier pour le moment.

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Elle n’aura pas tenu plus de six ans. Lancée en 2018, l’usine Systovi de Carquefou près de Nantes va cesser définitivement ses activités, faute de repreneur. Le fabricant français de panneaux photovoltaïques, qui emploie 87 personnes, a été placé en liquidation judiciaire de ce mercredi 17 avril.

Alors que le gouvernement présentait il y a quelques jours un plan de soutien aux usines françaises de panneaux solaires, son action aura été vaine sur le dossier Systovi. Cette entreprise française fondée en 2008 n’a pu résister à la concurrence déloyale des fabricants chinois de panneaux photovoltaïques, malgré de récents et importants investissements dans son usine de Carquefou (Loire-Atlantique). En grande difficulté, la société n’a trouvé aucun repreneur au terme d’un mois de « recherche intensive » dévoile-t-elle par communiqué. Le Tribunal de Commerce de Nantes l’a donc placée en liquidation judiciaire le 17 avril.

« Malgré nos investissements, l’entreprise fait face à l’accélération soudaine du dumping chinois depuis l’été 2023 et les discussions réglementaires en cours en France et en Europe, auxquelles elle a participé depuis des années, n’auront pas d’effet dans un délai compatible avec ses enjeux » explique l’entreprise. Selon Paul Toulouse, son directeur, parmi les « très nombreux contacts ayant manifesté un intérêt pour Systovi, aucun n’a concrétisé d’offre ». Une cinquantaine d’acteurs auraient échangé sans succès, selon le dirigeant.

« Nous sommes très tristes de cette issue et mobilisons dès à présent toute notre énergie pour accompagner du mieux possible les femmes et les hommes qui se sont battus depuis 15 ans pour faire exister le solaire français » annonce Systovi, qui emploie 87 salariés. L’entreprise française n’est pas la seule à souffrir de l’afflux de panneaux photovoltaïques chinois vendus à prix dérisoires et du manque d’attractivité industrielle de l’Europe. Le Suisse Meyer Burger va également fermer les portes d’une des plus grandes usines européennes de panneaux solaires en Allemagne, au profit des États-Unis. En parallèle, de grands projets continuent de se développer, comme celui de giga-usine de cellules photovoltaïques de Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône), porté par Carbon, et d’HoloSolis à Hambach (Moselle).

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