Le fournisseur d’électricité Ohm Énergie se retrouve une nouvelle fois sous les projecteurs après que l’association de consommateurs CLCV (Consommation, Logement et Cadre de Vie) a déposé une plainte auprès du Procureur de la République de Paris. La cause de cette action judiciaire est une augmentation drastique des tarifs d’électricité en août 2022, que la CLCV juge être une pratique commerciale trompeuse.

Ohm : une stratégie de prix plus que douteuse

Au printemps 2022, Ohm Énergie a lancé des offres d’électricité à des prix très attractifs, attirant ainsi une large base de clients. Cependant, en août de la même année, le fournisseur a annoncé une augmentation de 105 % de ses tarifs, effective dès septembre. Cette hausse a touché environ 160 000 consommateurs, provoquant une vague d’indignation.

Selon le communiqué de presse de l’association des consommateurs CLCV, « les éléments matériels à notre disposition nous amènent à estimer qu’une hausse fulgurante des tarifs était planifiée par Ohm Énergie dès la commercialisation de ses offres à bas prix ». La stratégie d’Ohm Énergie a semblé être délibérément conçue pour attirer des clients avec des tarifs bas, avant de les confronter à des hausses tarifaires importantes.

Une enquête de la CRE sur de potentiels abus des droits Arenh

L’une des accusations principales de la CLCV concerne l’utilisation potentiellement abusive des droits Arenh (Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique). Cette pratique permet aux fournisseurs alternatifs d’obtenir de l’électricité nucléaire à prix réduit auprès d’EDF, pour ensuite la revendre à un prix beaucoup plus élevé sur le marché de gros. Selon la CLCV, Ohm Énergie aurait profité de cette règle ainsi que de la crise énergétique exacerbée par la guerre en Ukraine pour maximiser ses gains, au détriment de ses clients.

« Cet arbitrage consiste, pour un fournisseur alternatif, à obtenir plus de droits nucléaires d’EDF que son besoin réel puis de les revendre beaucoup plus cher sur le marché de gros », précise la CLCV. Depuis septembre 2022, Ohm Énergie est sous le coup d’une enquête de la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) pour ces pratiques. La CRE avait déjà averti les fournisseurs qu’elle sanctionnerait les abus de ce type, et plusieurs procédures sont en cours, y compris contre Ohm Énergie.

Des profits astronomiques et une fuite de clients

Les résultats financiers d’Ohm Énergie pour 2022 sont parlants : l’entreprise a réalisé un bénéfice de 57 millions d’euros, contre seulement 48 000 euros l’année précédente. Cela représente une augmentation impressionnante de 118 650 %. Ce bénéfice exceptionnel est en grande partie attribué à la revente d’électricité sur le marché de gros, comme le montre le solde de 55 millions d’euros entre les ventes et les achats de marchandises. Le fournisseur d’électricité aurait ainsi réussi à dégager une marge brute de 44,3 millions d’euros sur une seule année.

Cette stratégie tarifaire ne s’est néanmoins pas faite sans conséquence. En termes de clientèle, Ohm Énergie a initialement attiré 160 000 abonnés avec ses offres à bas prix, mais ce nombre a chuté à un peu plus de 80 000 après l’augmentation des tarifs.

La CLCV lance un appel à la mobilisation

La CLCV appelle tous les consommateurs affectés par cette hausse tarifaire à se manifester et à fournir leurs témoignages pour aider à établir la vérité. « Leur témoignage aidera la juridiction à établir la vérité. Par ailleurs, notre association sera pleinement mobilisée pour faire valoir le préjudice moral et économique de ces personnes », indique l’association dans son communiqué de presse.

Les clients lésés peuvent envoyer leurs témoignages à l’adresse suivante : ohm@clcv.org. La CLCV veut recueillir suffisamment de preuves pour étayer sa plainte et défendre les droits des consommateurs contre ce qu’elle considère comme une manipulation tarifaire abusive

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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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Le groupe minier Rare Earths Norway a annoncé la découverte d’un immense gisement de terres rares dans le sud-est de la Norvège. Avec 8,8 millions de tonnes de ces précieux métaux, ce site pourrait transformer la transition énergétique en Europe.

Une découverte majeure pour l’Europe

Rare Earths Norway a annoncé la découverte d’un gisement de terres rares dans la région de Fensfeltet, au sud-est de la Norvège. Selon les estimations, ce gisement contiendrait environ 8,8 millions de tonnes de ces métaux essentiels, bien plus que les réserves du gisement de Kiruna en Suède découvert en janvier 2023, qui sont évaluées entre 1 et 2 millions de tonnes. Cette trouvaille représente une avancée significative pour l’Europe, qui cherche à réduire sa dépendance à l’égard de la Chine, fournisseur quasi-exclusif de terres rares au continent.

Les terres rares, bien que peu connues du grand public, sont essentielles à de nombreuses technologies modernes. Elles sont utilisées dans la fabrication d’éoliennes, de voitures électriques, d’appareils électroniques et même de technologies militaires. Ces métaux incluent des éléments comme le scandium, l’yttrium et les lanthanides, qui possèdent des propriétés magnétiques et optiques uniques.

Terres rares : réduire la dépendance à la Chine

Pour exploiter ce gisement, Rare Earths Norway prévoit de lancer des opérations minières d’ici à 2030, nécessitant un investissement initial de 10 milliards de couronnes norvégiennes, soit environ 867 millions d’euros. Le directeur général de Rare Earths Norway, Alf Reistad, a déclaré que l’objectif est de créer une chaîne de valeur compacte, allant de l’extraction des métaux à leur transformation en aimants permanents, tout en réduisant l’impact climatique et environnemental.

Cette découverte intervient à un moment où l’Union européenne cherche à diversifier ses sources d’approvisionnement en métaux rares. Actuellement, 98% des terres rares utilisées en Europe sont importées de Chine. Avec ce nouveau gisement, la Norvège pourrait jouer un rôle clé dans la stratégie d’émancipation énergétique de l’UE, réduisant ainsi sa dépendance vis-à-vis de la Russie et de la Chine. La production locale de terres rares pourrait également contribuer à des industries plus durables et à la réduction des émissions de carbone.

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La gestion de l’eau est devenue un enjeu majeur, surtout pour les communes du sud de la France. À Toulouse, le prix de l’eau vient d’exploser. Objectif : inciter les habitants à faire des économies.

Le prix de l’eau va quasiment doubler à Toulouse

Depuis le 1er juin 2024, les habitants de Toulouse et de ses 37 communes voisines voient leur facture d’eau augmenter de 42%. Cette hausse vise à inciter à une consommation plus responsable durant la période estivale. En effet, il s’agit du moment de l’année où la ressource en eau est particulièrement faible. Par exemple, une facture mensuelle de 50 euros passe à 71 euros pendant cette période.

Jean-Luc Moudenc, maire de Toulouse, souligne l’importance de cette mesure. L’enjeu “créer de nouveaux réflexes” auprès des habitants explique l’édile de la commune. L’objectif est de sensibiliser les habitants à l’importance de l’économie d’eau, surtout pendant l’été, où la consommation augmente considérablement. Néanmoins, cette hausse sera compensée par une réduction de 30% des tarifs durant les mois de novembre à mai. Ainsi, les habitants ne verront pas leur facture flamber sur une année complète.

De nouvelles solutions

Cette décision ne fait pas l’unanimité. Les écologistes critiquent cette augmentation, la jugeant inéquitable. Ils appellent à des mesures plus justes comme la gratuité des premiers mètres cubes d’eau, essentiels à la vie quotidienne. Surtout, pour les ménages les plus modestes. En parallèle, Sophie Boubidi, élue écologiste de Toulouse Métropole, propose des “strates d’évolution tarifaire” pour ajuster les factures en fonction de la consommation réelle de chaque foyer. En clair, les plus gros consommateurs paient plus que les petits.

Face à cette situation, les habitants de Toulouse commencent à adopter diverses astuces pour réduire leur consommation. Par exemple, certains utilisent l’eau froide de la douche pour arroser le jardin.

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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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L’Union européenne a officiellement annoncé son retrait du Traité sur la Charte de l’Énergie (TCE), marquant un tournant historique dans sa politique énergétique. Ce traité, souvent critiqué pour son soutien aux énergies fossiles, a longtemps entravé les efforts de transition vers des sources d’énergie plus durables.

Un traité controversé

Le Traité sur la Charte de l’énergie, signé en 1994 et entré en vigueur en 1998, avait pour objectif de faciliter la coopération internationale dans le secteur de l’énergie. Il offrait un cadre pour protéger les investissements, favoriser le commerce et résoudre les litiges. Cependant, ce traité est devenu un obstacle majeur pour les politiques de transition énergétique. En protégeant les investissements dans les énergies fossiles, il a permis aux entreprises de réclamer des compensations financières lorsque des politiques climatiques menaçaient leurs projets. Cette situation a conduit à de nombreuses actions en justice contre les États membres de l’UE, freinant ainsi leurs efforts pour réduire les émissions de gaz à effet de serre et promouvoir les énergies renouvelables.

Le retrait de l’UE du TCE a été motivé par la nécessité de supprimer cet obstacle juridique à la transition énergétique. Selon la Commission européenne, le traité était devenu incompatible avec les objectifs climatiques de l’Union. En juillet 2023, une proposition de retrait coordonnée a été avancée par la Commission, soutenue par plusieurs États membres et approuvée par le Parlement européen en avril 2024. La décision finale, prise le 30 mai 2024 et publiée le 5 juin, autorise le président du Conseil à notifier ce retrait. Ce dernier prendra effet en juin 2025, marquant ainsi la fin de la protection des investissements fossiles dans l’UE. Toutefois, une “clause de survie” continuera de protéger les investissements existants pendant vingt ans après la date de retrait, garantissant une période de transition pour les entreprises concernées.

L’UE montre son engagement contre le changement climatique

Le retrait du TCE par l’UE représente une opportunité pour réorienter les investissements vers des sources d’énergie renouvelables. Cette décision s’inscrit dans une stratégie plus large visant à atteindre la neutralité carbone d’ici à 2050. Elle envoie également un signal fort aux autres parties contractantes du traité, les incitant à envisager des réformes similaires. En abandonnant ce traité, l’UE démontre son engagement à lutter contre le changement climatique et à promouvoir des politiques énergétiques durables. Des discussions sont déjà en cours pour moderniser le TCE afin qu’il soit en ligne avec les objectifs climatiques actuels, bien que certains États membres aient exprimé leur intention de rester parties contractantes, sous réserve de ces modifications.

Le retrait de l’UE du TCE est perçu comme une victoire pour les militants écologistes et les défenseurs de l’environnement. Ils ont longtemps critiqué le traité pour son rôle dans le maintien du statu quo énergétique. Cette décision pourrait également influencer les marchés de l’énergie en Europe, en augmentant les investissements dans les technologies vertes et en accélérant la transition vers des systèmes énergétiques plus durables.

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Tesla a annoncé une suspension temporaire de la production à sa Gigafactory de Berlin. Une décision qui intervient alors que les ventes du leader mondial de la voiture électrique sont en baisse depuis le début de l’année 2024.

Tesla en difficulté : baisse des prix et production suspendue

Entre janvier et avril 2024, les ventes de la Model Y ont diminué de 17 %, atteignant seulement 9 329 unités en avril. Pour éviter une surproduction, Tesla a décidé de réduire temporairement sa production pour « améliorer les processus de production ». La firme américaine va arrêter les chaînes de montage pendant cinq jours en juin 2024. 

Pour relancer les ventes, Tesla a réduit les prix de ses véhicules. En France, le prix de la Model 3 a baissé de 3 000 euros, s’établissant à 39 990 euros. En Allemagne, le prix a diminué de 2 000 euros. Elon Musk a expliqué que Tesla doit fréquemment ajuster ses prix pour s’adapter à la demande fluctuante. Cette stratégie vise à rendre les voitures de Tesla plus compétitives face aux modèles moins chers des concurrents.

Une concurrence accrue

La concurrence s’intensifie sur le marché de la voiture électrique. BYD, constructeur chinois, a réussi à surpasser Tesla au quatrième trimestre 2023 et prévoit de devenir le leader européen des véhicules électriques d’ici à 2030. Avec l’ouverture prévue de sa première usine en Hongrie en 2025, BYD renforce sa présence en Europe et augmente la pression sur Tesla.

BYD souhaite aller encore plus loin dans la guerre des prix. Le constructeur chinois investit massivement en Europe et devrait prochainement disposer de deux usines sur le sol du Vieux Continent, l’objectif étant de rendre à nouveau éligibles ses véhicules aux aides financières européennes. En plus de l’usine hongroise, BYD envisage également de produire des modèles hybrides rechargeables pour pallier le manque d’infrastructures de recharge en Europe.

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Dans le contexte actuel de préoccupations environnementales croissantes, les entreprises ont un rôle clé à jouer pour minimiser leur impact écologique. Adopter des pratiques durables non seulement protège la planète, mais peut également améliorer l’image de marque, réduire les coûts et attirer une clientèle de plus en plus consciente des enjeux écologiques. Voici un guide complet pour aider votre entreprise à devenir plus verte.

Mettre en place une politique environnementale

La première étape pour rendre votre entreprise plus écologique est de développer une politique environnementale claire et détaillée. Cette politique devrait définir les objectifs écologiques de votre entreprise et les mesures spécifiques que vous prendrez pour les atteindre. Communiquez cette politique à tous les employés et assurez-vous qu’ils comprennent leur rôle dans la mise en œuvre des pratiques durables.

En établissant une politique environnementale, vous montrez votre engagement envers la durabilité et fixez une feuille de route pour des actions concrètes. Une politique bien définie peut également servir de base pour évaluer les progrès et ajuster les stratégies en fonction des résultats obtenus.

Optimiser la consommation d’énergie

Réduire la consommation d’énergie est l’un des moyens les plus efficaces de diminuer l’empreinte carbone de votre entreprise. Commencez par effectuer un audit énergétique pour identifier les zones où vous pouvez économiser de l’énergie. Remplacez les ampoules classiques par des LED à faible consommation, installez des thermostats programmables et isolez correctement vos locaux pour réduire les besoins en chauffage et climatisation.

Encouragez les employés à éteindre les équipements électriques lorsqu’ils ne sont pas utilisés et à utiliser des appareils économes en énergie. En outre, envisagez de passer à des sources d’énergie renouvelables, comme l’énergie solaire ou éolienne, pour alimenter vos bureaux ou installations.

Réduire les déchets

La gestion des déchets est un aspect crucial de la durabilité. Mettez en place des programmes de recyclage pour le papier, le plastique, le verre et les métaux. Fournissez des bacs de recyclage clairement étiquetés dans tous les bureaux et salles de pause pour encourager les employés à trier correctement les déchets.

Réduisez l’utilisation de matériaux jetables en optant pour des alternatives réutilisables. Par exemple, utilisez des tasses et des bouteilles réutilisables au lieu de gobelets en plastique et de bouteilles d’eau. Éliminez ou réduisez l’utilisation de produits à usage unique, comme les ustensiles en plastique, et remplacez-les par des options plus durables.

Adopter des pratiques d’achat responsables

Les choix d’achat de votre entreprise peuvent avoir un impact significatif sur l’environnement. Privilégiez les fournisseurs qui adoptent des pratiques durables et des produits écologiques. Achetez des matériaux recyclés et recyclables, et optez pour des produits certifiés écologiques lorsque cela est possible.

Évaluez régulièrement vos chaînes d’approvisionnement pour identifier les opportunités d’amélioration. Par exemple, vous pouvez réduire les emballages superflus, choisir des produits locaux pour minimiser l’empreinte carbone liée au transport, et travailler avec des partenaires qui partagent vos valeurs en matière de durabilité.

Encourager la mobilité durable

Les déplacements professionnels représentent une part importante de l’empreinte carbone des entreprises. Encouragez vos employés à adopter des modes de transport plus écologiques, comme le covoiturage, le vélo ou les transports en commun. Installez des infrastructures pour les vélos, comme des racks à vélos sécurisés et des vestiaires avec douches, pour faciliter leur utilisation.

Pour les voyages d’affaires, privilégiez les réunions virtuelles lorsque cela est possible pour réduire les déplacements en avion ou en voiture. Si des déplacements sont nécessaires, choisissez des options de transport moins polluantes et compensez les émissions de carbone en investissant dans des projets de reforestation ou d’énergies renouvelables.

Avez-vous vraiment besoin d’imprimer ces documents ?

La dématérialisation est une étape essentielle pour réduire l’impact environnemental de votre entreprise. Posez-vous la question : avez-vous vraiment besoin d’imprimer ces documents ? Encouragez l’utilisation de formats numériques pour les communications internes et externes, les rapports et les présentations.

Utilisez des outils de gestion électronique des documents (GED) pour stocker, partager et collaborer sur des fichiers sans papier. Lorsque l’impression est inévitable, optez pour du papier recyclé et imprimez en recto verso pour réduire la consommation de papier. En outre, configurez vos imprimantes pour qu’elles utilisent par défaut des réglages économes en encre. Vous pouvez économiser sur l’impression en modifiant des feuilles de calcul et des documents PDF en ligne. Adobe PDF facilite le partage et la modification de documents importants afin de réduire votre gaspillage de papier.

Sensibiliser et former les employés

L’engagement de vos employés est crucial pour la réussite de vos initiatives écologiques. Organisez des sessions de formation et de sensibilisation pour informer vos employés des pratiques durables et de leur importance. Expliquez comment chacun peut contribuer à réduire l’empreinte écologique de l’entreprise.

Créez une culture d’entreprise axée sur la durabilité en intégrant des objectifs environnementaux dans les évaluations de performance et en récompensant les comportements éco-responsables. Encouragez les employés à proposer des idées pour améliorer les pratiques écologiques et à participer à des initiatives vertes.

Utiliser des technologies vertes

L’adoption de technologies vertes peut considérablement améliorer l’efficacité énergétique et réduire les déchets. Investissez dans des équipements de bureau écoénergétiques, comme des ordinateurs, des imprimantes et des appareils de cuisine certifiés Energy Star. Utilisez des logiciels et des services basés sur le cloud pour réduire la nécessité de matériel physique et d’infrastructures.

Les technologies vertes peuvent également inclure des solutions pour surveiller et gérer la consommation d’énergie en temps réel. En utilisant des systèmes de gestion de l’énergie, vous pouvez identifier les inefficacités et apporter des ajustements pour optimiser la consommation.

Participer à des initiatives communautaires

S’impliquer dans des initiatives communautaires axées sur la durabilité peut renforcer votre engagement écologique et améliorer votre image de marque. Participez à des programmes de nettoyage local, de plantation d’arbres ou de sensibilisation à l’environnement. Encouragez vos employés à s’engager dans des actions bénévoles et soutenez des projets locaux qui visent à protéger l’environnement.

En vous associant à des organisations environnementales et en soutenant des causes écologiques, vous montrez que votre entreprise prend ses responsabilités envers la communauté et l’environnement au sérieux.

Évaluer et améliorer en continu

La durabilité est un processus continu qui nécessite une évaluation régulière et des ajustements. Mettez en place des indicateurs de performance environnementale (IPE) pour suivre vos progrès et identifier les domaines à améliorer. Réalisez des audits environnementaux périodiques pour évaluer l’efficacité de vos initiatives et apporter des ajustements nécessaires.

Encouragez un processus de retour d’information constant de la part de vos employés et de vos clients pour identifier de nouvelles idées et opportunités pour rendre votre entreprise plus verte. En restant flexible et en adoptant une approche d’amélioration continue, vous pouvez faire des progrès significatifs vers vos objectifs de durabilité.

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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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La stratégie nationale de la Tunisie sur l’hydrogène vert prévoit une production de plus de 8 millions de tonnes par an d’ici 2050. Avec l’ambition d’en exporter une bonne partie vers l’Europe, via un méga pipeline.

Dans le monde décarboné de demain, les experts projettent que notre consommation d’hydrogène (H₂) sera largement supérieure à celle d’aujourd’hui. Ils tablent sur une multiplication des besoins par dix d’ici 2050. Un hydrogène qui sera nécessairement bas-carbone. Produit surtout par électrolyse de l’eau, à partir d’une électricité d’origine nucléaire, estiment certains, mais aussi renouvelable, assurent d’autres.

Les tenants de la production d’hydrogène grâce à l’électricité nucléaire avancent un argument de taille : la possibilité d’alimenter les électrolyseurs en continu. De quoi optimiser leur fonctionnement et éviter une dégradation prématurée de leurs performances. Mais les partisans de la production d’hydrogène à partir de sources renouvelables telles que le solaire ou l’éolien ont un plan pour contourner le problème de l’intermittence. Ils comptent installer des électrolyseurs en masse dans les pays qui jouissent notamment d’un fort ensoleillement. L’ambition affichée par le Chili, par exemple, est de produire, d’ici 2030, l’hydrogène vert le moins cher au monde. Grâce à des panneaux solaires photovoltaïques installés à l’entrée du désert d’Atacama et en y ajoutant des champs éoliens dans le sud du pays.

Transporter l’hydrogène vert sur des milliers de kilomètres

Se pose toutefois la question du transport de cet hydrogène. Selon les experts, en effet, le coût de ce transport figure en première ligne de beaucoup de modèles. Sur de très grandes distances, mieux vaudra transporter l’hydrogène par voie maritime. Sous forme liquéfiée ou incorporé à une autre molécule telle que l’ammoniac ou les « Liquid organic hydrogen carrier » (LOHC) dont il est de plus en plus question. Car ceux-ci permettent de se reposer sur les infrastructures pétrolières existantes.

Pour les distances un peu plus courtes, le transport par pipeline pourrait s’avérer payant. Mais la faisabilité doit encore être démontrée. Les exploitants gaziers n’estiment pas pouvoir supporter plus de 20 % d’hydrogène dans leurs gazoducs. Et convertir les infrastructures existantes à du 100 % H₂ n’est pas trivial. Des problèmes de pressions variables liées à un flux variable — résultant d’une production au gré des intermittences solaires et éoliennes — ou encore de résistance des aciers du réseau actuel ont déjà été identifiés.

Un mégapipeline dédié au transport de l’hydrogène

C’est dans ce contexte que l’Afrique du Nord se prépare à construire, à l’image des gigantesques pipelines destinés à convoyer le gaz fossile, un hydrogénoduc — déjà baptisé « SoutH2-Corridor » — long de 3 300 km reliant notamment la Tunisie à l’Italie, l’Autriche et l’Allemagne. Un accord vient tout juste d’être signé avec l’entreprise TE H2 — une joint-venture de TotalEnergies (80 %) et du groupe italien Eren (20 %) — associée à l’énergéticien autrichien Verbund pour l’étude de la phase 1 du projet.

L’idée : produire de l’hydrogène vert à partir d’eau de mer dessalée et de panneaux solaires photovoltaïques et d’éoliennes installés dans le sud de la Tunisie. Avec une puissance dédiée de 5 gigawatts (GW), les promoteurs visent un volume de production 200 000 tonnes d’hydrogène par an au démarrage. Puis jusqu’à 1 million de tonnes par an. Le tout pour un investissement qui devrait s’élever à quelque 6 milliards d’euros. Sachant que le projet, dans sa globalité, devrait s’étendre jusqu’en 2050 et est d’ores et déjà chiffré à pas moins de 40 milliards d’euros. La stratégie nationale sur l’hydrogène vert tunisienne, quant à elle, vise, à partir d’une capacité de 100 GW d’électricité renouvelable, une production d’environ 8,3 millions de tonnes H₂ vert d’ici 2050. Dont seulement 2,3 millions de tonnes seraient destinées au marché national.

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En 2023, une collecte record de panneaux solaires usagés a été réalisée en France, marquant un tournant pour les énergies renouvelables.

La montée en puissance du recyclage des panneaux solaires usagés

L’année 2023 a marqué une avancée notable dans le secteur des énergies renouvelables en France, avec une collecte record de panneaux solaires usagés. L’éco-organisme Soren a récupéré 5 207 tonnes de modules solaires, soit une augmentation de 35% par rapport à 2022. Cette collecte massive témoigne d’un bel effort pour recycler ces matériaux, essentiels pour une transition énergétique durable. La majorité des panneaux collectés proviennent de la métropole, notamment de la région Occitanie, avec des volumes croissants en Outre-Mer.

Malgré ces progrès, Soren alerte sur les dangers des filières de réemploi non contrôlées. Environ 40% des panneaux désinstallés échappent à la filière officielle, souvent exportés vers des pays en développement comme en Afrique ou en Asie. Cela pose des problèmes de sécurité et des risques d’incendie, comme l’explique Nicolas Defrenne, directeur général de Soren. Il est crucial de mettre en place des contrôles techniques rigoureux pour garantir la sécurité et l’efficacité des panneaux réutilisés.

Vers une certification pour les panneaux solaires usagés ?

Pour répondre à cela, Soren propose d’instaurer une certification des panneaux solaires usagés, incluant des tests d’isolation électrique et d’électroluminescence. Cette démarche vise à encadrer le réemploi des modules et à assurer leur qualité. En parallèle, un fonds de réemploi de 3 millions d’euros sera créé pour soutenir les projets innovants dans ce domaine, avec un appel à projets prévu pour le second semestre 2024.

Le rapport d’activité de Soren pour 2023 révèle que 320 000 tonnes de panneaux solaires ont été mises sur le marché, générant un chiffre d’affaires de 9,5 millions d’euros. L’objectif à long terme est de faire en sorte que les revenus issus des matières premières recyclées représentent un tiers du chiffre d’affaires de l’éco-organisme. Les volumes de panneaux à recycler devraient croître considérablement, atteignant 500 000 tonnes d’ici à 2050. 

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À l’occasion d’une réunion qui s’est tenue à Riyad le dimanche 2 juin 2024, les pays membres de l’OPEP+ ont décidé de prolonger leurs coupes de production afin d’éviter des pertes financières.

Les pays de l’OPEP+ maintiennent leurs coupes de production

Lors de leur réunion du 2 juin 2024, les membres de l’OPEP+ ont décidé de prolonger les réductions de production de pétrole jusqu’à la fin de l’année 2025. Parmi les pays participant à cette initiative, on trouve l’Arabie saoudite, les Émirats arabes unis, l’Irak, le Koweït, le Kazakhstan, l’Algérie, Oman et la Russie.

Les réductions de production s’organisent en trois niveaux : une réduction de 2 millions de barils par jour pour l’ensemble du groupe, des réductions volontaires de 1,65 million de barils par jour, et des réductions supplémentaires de 2,2 millions de barils par jour instaurées en novembre 2023. Si les deux premiers niveaux sont prolongés jusqu’en décembre 2025, les réductions supplémentaires seront supprimées progressivement à partir de septembre 2024 jusqu’à leur cessation complète en septembre 2025.

Une décision stratégique

La décision des pays de l’OPEP+ vise à stabiliser les cours du Brent, qui ont récemment chuté. Le lundi 3 juin 2024, suivant la réunion, le Brent de la mer du Nord a enregistré une baisse de 3,99 %, tandis que le WTI coté à New York a perdu 3,3 %. Le jour suivant, le Brent a de nouveau diminué de 1,5 % (à 76,96 dollars), et le WTI a baissé de 1,7 % (à 72,7 dollars). Autrement dit, l’OPEP+ cherche à maintenir des prix du pétrole suffisamment élevés pour soutenir leurs économies, notamment l’Arabie saoudite, pour qui son modèle repose essentiellement sur ses revenus pétroliers. Cette dernière ne peut atteindre son équilibre budgétaire qu’à partir du moment où le baril de Brent est vendu à 95 dollars.

Les prix à la pompe resteront donc volatils. Ayant néanmoins acté une ouverture progressive des vannes, l’OPEP+ espère ainsi que cette décision aidera à relancer la demande qui reste, du fait du contexte international, trop faible par rapport à l’offre. Le prix à la pompe pourrait de fait baisser. Mais cela reste à condition que le marché ne se retrouve pas en surabondance, ce qui ferait à nouveau chuter les cours du pétrole, et inciterait les pays de l’OPEP+ à refermer les vannes.

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Avec le réchauffement climatique, les énergies renouvelables commencent à se développer. Mais c’est encore insuffisant. Pourtant, l’Agence Internationale de l’Énergie estime que tripler les capacités de production d’ici 2030 est envisageable.

Accélérer le déploiement des énergies renouvelables

Les pays du monde entier se sont engagés à tripler les capacités des énergies renouvelables d’ici 2030 lors de la COP28 à Dubaï. L’Agence Internationale de l’Énergie (AIE) confirme que cet objectif est réalisable. Actuellement, les énergies fossiles comme le charbon, le pétrole et le gaz dominent encore. Cependant, leur remplacement est crucial pour respecter l’accord de Paris.

L’objectif est d’atteindre 11 000 gigawatts (GW) de capacité renouvelable d’ici six ans. Bien que seulement 14 des 194 pays signataires se fixent des objectifs clairs dans leurs plans climatiques nationaux, l’AIE observe une ambition croissante dans les politiques annoncées. En effet, près de 8 000 GW de capacité renouvelable pourraient être installés en 2030, ce qui représente environ 70 % de l’objectif global.

Encore beaucoup de défis

En 2023, les capacités en énergies renouvelables ont augmenté de 64 % par rapport à 2022. Pour la première fois, la production électrique d’origine renouvelable a atteint 30 % du total mondial. La Chine joue un rôle majeur. En effet, elle installe plus de 300 GW de nouvelles capacités d’énergies renouvelables par an, soit plus de la moitié du total mondial. Si ce rythme se maintient, la Chine dépassera son objectif de 1 200 GW d’ici 2030. Les énergies solaire et éolienne, devenues plus compétitives grâce à la baisse des coûts.

De fait, elles sont les principales sources de cette croissance. Le coût de ces technologies diminue de plus de 40 % en une décennie, surtout grâce à l’expansion de la production en Chine. En revanche, l’énergie hydraulique et la géothermie rencontrent des contraintes géographiques et environnementales qui freinent toujours leur développement.

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Le réacteur n° 1 de la tristement célèbre centrale de Three Miles Island aux États-Unis va-t-il redémarrer ? De l’autre côté de l’Atlantique, l’idée fait son chemin à mesure que le pays cherche des solutions pour augmenter sa production d’énergie décarbonée.

La centrale de Three Miles Island est connue pour l’accident nucléaire éponyme qui avait entraîné la fonte du cœur du réacteur n° 2 en 1979. Mais le réacteur n° 1, mis en service en 1974, a pourtant connu une longue carrière en fournissant de l’électricité sur le réseau américain pendant près de 45 ans. En 2009, ce réacteur à eau pressurisée de 802 mégawatts électriques (MWe) avait même vu son autorisation d’exploitation prolongée de 20 ans, soit jusqu’en 2034. Il a finalement été arrêté en 2019, en raison de coûts de fonctionnement trop élevés.

Mais depuis 2019, la situation a changé, et le réacteur TMI-1 pourrait finalement reprendre du service. C’est, en tout cas, ce qu’a sous-entendu le CEO de Constellation Energy Corp, entreprise propriétaire de la centrale, Joe Dominguez. « Le redémarrage des centrales nucléaires fermées offre une autre opportunité à l’industrie d’ajouter une énergie propre et fiable au réseau, comme c’est actuellement le cas à Palisades dans le Michigan » a-t-il déclaré.

Aux États-Unis, le redémarrage de certaines centrales nucléaires de plus en plus probable

Sur les dernières années, aux États-Unis, près d’une douzaine de réacteurs nucléaires ont été mis à l’arrêt, car trop coûteux à exploiter. L’énergie nucléaire peinait alors à faire face, sur le plan économique, aux énergies renouvelables et à un gaz bon marché. Mais la situation est en train de changer, et Joe Dominguez ne mentionne pas la centrale de Palisades par hasard. Celle-ci a reçu, il y a quelques semaines, un prêt de 1,5 milliard de dollars de la part du gouvernement américain pour permettre sa remise en service. Censée avoir été arrêtée définitivement en 2022, elle devrait finalement être remise en service et fournir de nouveau de l’électricité sur le réseau américain à la fin de l’année 2025.

Cette situation pourrait donc donner des idées. Selon le directeur du bureau des programmes de prêts du département américain de l’énergie, « plusieurs centrales nucléaires pourraient et devraient être remises en ligne ». Dans la même dynamique, la Californie, pourtant résolument tournée vers les énergies renouvelables, vient de prolonger de cinq années la durée de vie de sa dernière centrale nucléaire. Selon le propriétaire de la centrale, celle-ci pourrait même être prolongée au-delà.

Pourquoi on ne pourra pas en faire autant en France ?

En relançant certaines centrales nucléaires arrêtées, les États-Unis ne pourraient-ils pas donner des idées à EDF, notre énergéticien national ? Rien n’est moins sûr. Dans l’hexagone, seule la centrale de Fessenheim, définitivement arrêtée en 2020, pourrait être candidate à une telle opération. La centrale, mise en service en 1977, bénéficiait d’un avis favorable de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) suite à sa visite décennale de 2013. À la suite de cette visite, EDF y avait investi plus d’une centaine de millions d’euros pour qu’elle réponde à toutes les exigences de sécurité.

Mais si les opérations de démantèlement à proprement parler ne sont censées débuter qu’en 2025, la remise en service des deux premiers réacteurs à eau pressurisée paraît très improbable. D’un point de vue technique, les opérations de préparation au démantèlement ont conduit au démontage de nombreux équipements. Certains de ces équipements, comme les rotors des turbines, sont réutilisées dans d’autres centrales nucléaires. Or, si seule la cuve d’un réacteur nucléaire est irremplaçable, le remplacement d’un grand nombre d’éléments devrait faire exploser le coût d’une hypothétique remise en service. Enfin, d’un point de vue administratif, la situation semble également insoluble. Il faudrait à EDF plusieurs années avant d’obtenir une nouvelle autorisation d’exploitation.

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La filière de l’hydrolien n’est pas la plus connue des énergies renouvelables ni la plus développée. Mais cela pourrait changer à l’avenir, au vu des nombreux prototypes qui voient le jour à travers le monde. Et en France, où en est le projet Flowatt qui est prévu au large du Cotentin ?

L’implantation de nouveaux sites de production d’énergie renouvelable rencontre fréquemment son lot d’opposants, pour diverses raisons : artificialisation des sols pour certaines centrales photovoltaïques, nuisances sonores et visuelles pour les éoliennes, et plus généralement l’atteinte portée aux paysages. Les hydroliennes permettent, à priori, d’éviter la plupart de ces désagréments. Installées au fond de la mer, elles sont équipées d’une turbine qui produit de l’électricité grâce aux courants marins. Invisibles depuis les côtes, les hydroliennes ne causent aucune gêne visuelle et esthétique pour le littoral marin tout en permettant de produire de l’électricité décarbonée. En France, le potentiel est intéressant puisqu’il est estimé entre 3 et 5 GW d’après le ministère de la Transition énergétique. Pourtant, le secteur n’est pas très développé.

Le projet Flowatt produira l’équivalent de la consommation de 20 000 habitants

Mais la situation évolue avec de nombreux projets en cours dans le monde. Citons par exemple le projet Seastar en Ecosse, qui porte sur un parc de 16 hydroliennes et a reçu le soutien financier de l’Union européenne à hauteur de 20 millions d’euros. En France, la zone située à l’extrémité sud-ouest du Cotentin, appelée le raz Blanchard, dispose d’un des courants les plus puissants d’Europe. C’est à cet endroit que le projet Flowatt est prévu. Porté par HydroQuest en association avec Quair, le futur parc sera composé de 7 hydroliennes de type HQ 2.5 fabriquées à Cherbourg. Ces hydroliennes seront immergées à environ 35 mètres de profondeur, à 3 km du littoral. La puissance totale des installations atteindra 17,5 mégawatts (MW) et la production d’électricité devrait être équivalente à la consommation de 20 000 habitants.

Un projet soutenu par l’État français et l’UE

La turbine utilisée a déjà été éprouvée pendant deux ans lors d’une phase de test qui s’est déroulée entre 2019 et 2021 sur le site de Paimpol-Bréhat (Bretagne). Le projet Flowatt bénéficie du soutien de l’État français dans le cadre du plan France 2030 avec un investissement de 65 millions d’euros et un tarif d’achat préférentiel de l’électricité produite sur le site. Le projet a également été retenu parmi 20 lauréats dans le cadre du programme européen « EU Blue Champions » qui récompense des entreprises européennes innovantes dans le secteur de l’économie bleue. Cette récompense va permettre au projet de bénéficier d’un accompagnement et de bénéficier d’outils de financement de la banque européenne d’investissement. Le début des travaux aura lieu en 2025.

À noter que HydroQuest porte deux autres projets hydroliens. Tiger, un projet franco-britannique et Ocean Quest qui concerne une hydrolienne de 1 MW sur le site d’essais d’EDF que nous avons évoqué précédemment, situés à Paimpol-Bréhat. Pour l’heure, aucun objectif concernant le secteur hydrolien n’est inscrit dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 2019-2028). Mais les avancées de la filière lui permettront peut-être à l’avenir de bénéficier d’une place centrale dans la transition énergétique.

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Les prix du gaz européens explosent. Réaction immédiate suite à la décision de la Norvège de fermer un gazoduc reliant le pays au Royaume-Uni.

Une explosion du gaz sur le marché européen

La fermeture d’un gazoduc clé reliant la Norvège au Royaume-Uni entraîne une flambée spectaculaire des prix du gaz en Europe. En effet, le contrat à terme du TTF néerlandais, considéré comme la référence européenne pour le gaz naturel, atteint 37,69 euros par mégawattheure (MWh). En seulement quelques heures, les prix bondissent de plus de 13 %. De fait, ils atteignent un sommet annuel de 38,70 euros par MWh.

La cause principale de cette augmentation est la fermeture du gazoduc Langeled. Sauf que ce dernier est essentiel pour l’approvisionnement en gaz. Les problèmes techniques sur la plateforme Sleipner Riser, un point de connexion crucial, nécessitent des réparations immédiates. En conséquence, les livraisons de gaz sont interrompues. Ainsi, une réduction drastique des volumes acheminés est en cours. Par exemple, en une seule journée, la baisse avoisine les 56,7 millions de m³.

Conséquences de la réduction des livraisons

La Norvège, principal fournisseur de gaz naturel de l’Europe depuis la guerre en Ukraine, joue un rôle crucial dans l’approvisionnement énergétique du continent. La fermeture du gazoduc Langeled met en lumière la vulnérabilité de l’Europe face aux interruptions d’approvisionnement. Avec la réduction des volumes disponibles, les prix sur le marché européen sont extrêmement volatils. Cette situation met en exergue la dépendance de l’Europe aux importations de gaz.

Mais aussi, l’impact immédiat des interruptions sur les prix. Bien que les cours actuels soient inférieurs aux pics observés après l’invasion russe de l’Ukraine, la volatilité reste présente. Malgré tous les efforts pour diversifier les sources d’approvisionnement et réduire la dépendance aux hydrocarbures russes se heurtent à des obstacles logistiques et techniques importants.

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