La Chine domine largement la filière de la production de panneaux solaires, au détriment des fabricants européens confrontés à une concurrence déloyale. En réponse, l’Union européenne (UE) a mis en place des mesures pour protéger son industrie. Si dans le passé, la Chine a déjà utilisé des procédures légales pour esquiver certaines restrictions européennes, aujourd’hui, des interrogations émergent quant à la possibilité qu’elle défie à nouveau les mesures instaurées par l’UE.

Dans le cadre de son objectif de neutralité carbone d’ici 2050, l’UE place de grands espoirs dans l’énergie solaire. D’ici 2030, elle vise à tripler sa puissance solaire actuelle en passant de 260 GW à 750 GW. Rien qu’en 2023, l’Europe a installé 56 GW, soit une augmentation de 40 % par rapport à l’année précédente. Ces réalisations pourraient laisser penser que le secteur solaire européen se porte à merveille. Pourtant, le continent reste extrêmement dépendant des importations chinoises. En effet, seulement 3 % des panneaux solaires utilisés dans l’UE sont produits localement, le reste étant principalement importé de la Chine.

Devenu un acteur incontournable des technologies solaires, l’empire du Milieu produit environ 75 % des modules photovoltaïques dans le monde. Avec une chaîne de valeur intégrée, le pays est en mesure de proposer des coûts très compétitifs, plaçant ainsi l’industrie européenne au bord de l’effondrement. Bien que des mesures de protection aient été mises en place au niveau continental et national, la question demeure : ces règles sont-elles suffisamment robustes pour contrer l’influence chinoise ?

Fabrication de panneaux solaires : une industrie précaire en Europe

En 2023, la Chine a massivement exporté des panneaux solaires vers l’Europe, entraînant une baisse notable des prix. Cette situation résulte principalement de la récente politique américaine, notamment le plan « Inflation Reduction Act », qui cherche à limiter la présence des modules chinois sur le marché américain. De plus, la concurrence interne entre les fabricants chinois contribue à la tendance baissière du prix. Ces dynamiques mettent les producteurs européens dans une position précaire, affectant leur compétitivité et leur viabilité économique.

Dès le début de l’année, le Conseil européen de l’industrie solaire (ESMC), qui représente les fabricants européens, a tiré la sonnette d’alarme concernant le risque de faillite pour de nombreuses entreprises du secteur. Comme l’ESMC l’avait prédit, plusieurs sociétés ont déjà dû fermer leurs portes. En France, l’usine de fabrication Systovi a cessé définitivement ses activités en avril. En Allemagne, l’entreprise Solarwatt a planifié sa fermeture, et le géant Meyer Burger prévoit de se relocaliser aux États-Unis après avoir subi d’importantes pertes l’année passée.

Face à la menace d’un déclin imminent de l’industrie, plusieurs pays européens ont déjà mis en place des mesures pour soutenir le secteur local. À l’échelle continentale, la Commission européenne a adopté le Net-Zero Industry Act, dont l’objectif est de couvrir, d’ici 2030, 40 % des besoins annuels en déploiement de technologies bas-carbone, y compris le solaire. Cette initiative vise à stimuler la production interne et à réduire la dépendance vis-à-vis des importations, tout en soutenant l’innovation et la compétitivité européennes dans le domaine des technologies renouvelables.

La Chine réagira-t-elle contre les initiatives européennes ?

Tandis que l’Europe intensifie ses efforts pour protéger son industrie solaire, il est légitime de se demander si la Chine pourrait réagir en engageant des actions contre ces mesures protectionnistes. En 2012, la Chine, alors déjà leader mondial de l’exportation de panneaux solaires, avait contesté les restrictions européennes en demandant des consultations officielles à l’Organisation mondiale du commerce (OMC). Cette démarche constitue généralement la première phase dans le processus de règlement des différends, lors duquel, les parties tentent de résoudre les problèmes à l’amiable avant de passer à une procédure juridique formelle.

Dans le contexte actuel, les experts jugent faibles les chances que la Chine engage une nouvelle procédure similaire. Pour que le pays prenne une telle décision, il faudrait que les mesures européennes affectent de manière significative sa robuste industrie, ce qui ne semble pas être le cas pour le moment. De plus, les initiatives telles que le Net-Zero Industry Act visent plutôt à renforcer l’industrie locale sans nécessairement provoquer un conflit direct avec la Chine.

En Italie, le gouvernement a introduit le Plan national de relance et de résilience (PNRR) pour soutenir la filière en accordant des crédits d’impôts aux projets utilisant exclusivement des panneaux conçus dans l’UE. Pour ce cas spécifique, selon des spécialistes, si la Chine décide de contester, elle pourrait s’appuyer sur des arguments techniques basés sur le droit européen. Le processus pour formaliser de telles plaintes peut néanmoins être assez long, car il nécessite une analyse détaillée des règlements et de leur conformité avec les règles internationales du commerce. Il est également possible que les différends soient abordés par le biais de discussions bilatérales entre l’Italie et la Chine. Cette approche s’écarte des procédures officielles plus rigides de l’OMC, et peut offrir un moyen plus rapide et peut-être moins conflictuel de résoudre les désaccords.

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D’après nos confrères des Echos, Enedis serait en train de préparer une réforme du système des heures creuses à la demande de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), afin d’alléger le réseau électrique public et de l’adapter à la production d’électricité produite à partir de panneaux solaires.

Une réforme pour utiliser l’électricité produite à partir du solaire

Historiquement, le système des heures creuses reposait sur une forte production nucléaire pendant la nuit, lorsque la demande industrielle était faible. Cela permettait aux consommateurs de bénéficier de tarifs réduits en décalant leur consommation vers ces heures creuses. Mais avec l’essor de l’énergie solaire, le réseau électrique public se retrouve en surplus pendant l’après-midi. Comme l’indique Yannick Jacquemart de RTE dans Les Echos : « le photovoltaïque arrive en masse en Europe et modifie totalement le rythme du système électrique ». « On a tous appris que l’électricité était moins chère la nuit mais le photovoltaïque, qui arrive de façon très abondante en Europe, crée un changement de rythme dans le système électrique tout entier. » ajoute-t-il.

Derrière la refonte du système des heures creuses, Enedis et la Commission de régulation de l’énergie visent donc aussi à simplifier la grille tarifaire de ce type de contrat. Actuellement, le distributeur propose une dizaine de contrats différents pour les heures creuses, ce qui complique la compréhension et l’efficacité du système. Cette complexité nuit finalement à l’objectif principal des heures creuses : inciter les consommateurs à décaler leur consommation d’électricité aux moments où la production est la plus abondante pour éviter de surcharger le réseau public. Avec le système actuel, les économies réalisées ne sont souvent pas suffisantes pour justifier un changement de comportement. Comme le soulignent nos confrères des Echos, pour tirer pleinement parti des tarifs réduits proposés par les heures creuses, les consommateurs doivent parfois concentrer jusqu’à 60 % de leur consommation pendant ces périodes. Ce seuil est maintenant redescendu à 30 %, mais reste instable. Enedis et la Commission de régulation de l’énergie (CRE) estiment qu’une réforme est nécessaire pour rendre ces tarifs plus simples et plus attractifs.

Déplacer les heures creuses en journée

Pour s’adapter à l’évolution de la production d’électricité, Enedis propose de déplacer les heures creuses vers les périodes de forte production solaire, notamment en début d’après-midi pendant les mois d’été. Cette mesure permettrait de mieux utiliser l’abondance d’énergie solaire et de réduire la pression sur le réseau électrique. En revanche, les tarifs réduits offerts en hiver, particulièrement à l’heure du déjeuner et en fin de journée, seraient supprimés pour éviter les pics de consommation durant ces périodes de forte demande, et par conséquent, une flambée des prix.

Si cette réforme devait être mise en place, elle aurait de quoi franchement chambouler les habitudes de consommation de plus de 15 millions de Français ayant souscrit à un contrat heures pleines / heures creuses. Reste à voir comment aboutiront les discussions sur cette réforme entre Enedis et la Commission de régulation de l’énergie (CRE), qui pourrait être mise en place dès 2025.

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Après des années de retard et une explosion du budget, l’EPR nouvelle génération de Flamanville commence son chemin vers la production d’électricité. Le processus qui doit amener à la combustion nucléaire vient de débuter.

Premières étapes du démarrage de l’EPR de Flamanville

Le chargement du combustible dans l’EPR de Flamanville est terminé. Cette étape marque une avancée majeure pour ce réacteur nucléaire situé dans la Manche. Débutée le 8 mai 2024, la manœuvre s’est achevée cette semaine. Cette opération consiste à insérer environ 60 000 crayons, des tubes de cinq mètres contenant des pastilles d’uranium, dans la cuve du réacteur. L’Autorité de Sûreté du nucléaire vient de donner son feu vert après un très long chantier. Ainsi, elle valide la fiabilité et la sécurité de l’EPR de Flamanville.

Ensuite, la cuve est scellée pour effectuer des tests essentiels. Ces essais vérifient la résistance et la sécurité des dispositifs sous haute pression et température. L’objectif est de s’assurer que le réacteur fonctionne parfaitement avant son démarrage. EDF confirme que ces opérations se déroulent conformément au planning prévu.

Encore des étapes avant le début de la production d’électricité

Le réacteur doit encore passer plusieurs étapes avant de produire de l’électricité. Une montée en pression et en température, atteignant 110 degrés, est nécessaire. Cette étape teste les systèmes sans nécessiter l’approbation formelle de l’ASN. Néanmoins, cette dernière peut intervenir en cas de problème ou d’incidents.

La prochaine étape cruciale est la divergence, la première réaction de fission nucléaire. En revanche, l’ASN doit donner son accord pour cette phase. Une fois cette réaction contrôlée, le réacteur atteindra progressivement 25 % de sa capacité et pourra être raccordé au réseau électrique. EDF prévoit que l’EPR de Flamanville produira de l’électricité à pleine puissance d’ici la fin de l’année 2024, contribuant ainsi de manière significative à l’approvisionnement énergétique français.

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L’éolien en mer continue de se développer en France, avec une puissance installée cumulée dépassant désormais 1 gigawatt. Le parc éolien en mer de Fécamp (Calvados), inauguré le 15 mai, vient d’ajouter 500 MW. En parallèle, le gouvernement a également dévoilé l’industriel chargé de construire et exploiter le premier parc flottant commercial de France, qui s’élèvera au sud de la pointe bretonne.

Quatre ans après le début des travaux, le parc éolien offshore de Fécamp vient d’être inauguré. Si Emmanuel Macron n’a finalement pas pu faire le déplacement pour l’occasion en raison de la crise en Nouvelle-Calédonie, c’est Roland Lescure, ministre délégué à l’industrie et l’énergie, qui s’est rendu sur place. Opéré par EDF Renouvelables et composé de 71 éoliennes Siemens Gamesa de 7 MW pour une puissance totale de 500 MW, le parc devrait fournir l’équivalent de la consommation électrique de 700 000 français. Cela représente près de 60 % de la consommation de la Seine-Maritime. Après des mois de préparation, l’installation en tant que telle avait commencé en août 2022 avec l’installation de la première fondation gravitaire. Il s’agit, d’ailleurs, du premier parc au monde à avoir été équipé de ce type de fondations.

Cap sur l’éolien flottant

Depuis la mise en service du parc éolien de Saint-Nazaire, il y a plus d’un an maintenant, les avancées de l’éolien en mer se multiplient en France. On a pu, récemment, constater la mise en service du parc de Saint-Brieuc, tandis que l’avancement de plusieurs autres chantiers suivent leur cours, comme celui du parc de Dieppe, du Tréport ou de l’île d’Yeu.

Si tous ces parcs sont équipés d’éoliennes posées sur les fonds marins, l’avenir devrait néanmoins appartenir à l’éolien flottant. La mise en service du premier parc flottant français, appelé Provence Grand Large, ne devrait plus tarder. En parallèle, les chantiers des deux autres projets pilotes suivent leurs cours malgré d’importantes difficultés financières. Sur la façade atlantique, le projet éolien flottant Bretagne-sud, premier de nature commerciale pour cette technologie, vient tout juste d’être attribué à un consortium composé de d’Elicio et BayWa r.e. Composé d’une vingtaine d’éoliennes pour une puissance totale de 250 MW, il devrait être mis en service en 2031.

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 100 millions d’euros d’avances non remboursés

Les concessionnaires automobiles français sont en proie à une crise financière sévère due aux retards de paiement de l’État. Impliqués dans le dispositif de leasing social, et le bonus écologique, ils avancent les aides publiques promises pour l’achat d’une voiture électrique, mais l’Agence de services et de paiement (ASP) peine à rembourser leurs avances en temps et en heure. À tel point que la dette cumulée de l’État envers les distributeurs automobiles dépasse désormais les 100 millions d’euros, mettant en péril la survie des professionnels de ce secteur.

« Tant que je n’ai pas rentré la trésorerie, je ne livre plus une seule voiture », déclare un professionnel du secteur exaspéré auprès de nos confrères d’AutoInfo. Le blocage persiste, malgré la promesse d’ouverture de la plateforme de saisie des contrats le 30 mai 2024, laissant les concessionnaires dans l’incertitude. Les distributeurs automobiles critiquent vivement l’Agence de services et de paiement (ASP), pointant du doigt son manque d’efficacité dans le traitement des dossiers : « À quoi sert de signer un contrat stratégique de filière automobile si l’intendance administrative est incapable de suivre ? », vilipende Xavier Horent, délégué général de Mobilians (ex-Chambre syndicale du commerce de l’automobile).

Un mauvais signal pour le marché des voitures électriques

Le marché des véhicules électriques en France dépend fortement des aides publiques. L’exemple de l’Allemagne en témoigne : cette dernière a arrêté ses aides publiques, ce qui a fait chuter de près de 30 % les ventes de voitures électriques au mois de mars 2024. La dette de l’État envers les concessionnaires, qui avait pourtant promis de prendre en charge 13 000 euros par voiture électrique dans le cadre du leasing social, s’annonce de fait comme un très mauvais signal pour celui-ci. La promesse d’obtenir une voiture électrique à environ 100 euros par mois via le leasing social a suscité un grand engouement, ce qui avait amené le gouvernement à doubler son budget du leasing social, passant ainsi celui-ci de 300 millions à 600 millions d’euros pour 50 000 dossiers retenus au total. Malgré les retards de paiement, le gouvernement envisage la reconduction du leasing social pour 2025 ainsi que d’augmenter à 100 000 le nombre de dossiers.

Les concessionnaires ont de quoi être inquiets. Et ce d’autant plus du fait que ces derniers sont aussi préoccupés par la gestion des stocks et la valeur future des véhicules électriques. Avec les rapides avancées technologiques, notamment en matière d’autonomie, les véhicules actuels pourraient devenir obsolètes après seulement trois ans de leasing. « Nous allons vite nous retrouver en difficulté et dans l’impossibilité de pouvoir encore livrer les clients. Ce n’est pas la peine de faire un nouveau système de leasing si on n’est pas capable de l’assumer derrière », déplore un distributeur.

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L’Agence internationale de l’énergie (AIE) a ajusté à la baisse ses prévisions de croissance de la demande de pétrole pour 2024, citant une série de facteurs économiques et environnementaux.

Pétrole : un ralentissement de la demande en Europe

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) a annoncé une révision à la baisse de ses prévisions de croissance de la demande de pétrole pour 2024, principalement due à un ralentissement observé dans les pays de l’OCDE, particulièrement en Europe. En effet, la demande mondiale de pétrole devrait croître de 1,1 million de barils par jour (mb/j) en 2024. Soit 140 000 barils par jour de moins que prévu dans le précédent rapport de l’AIE. Ce repli s’explique par une baisse de la consommation de gazole, en raison du déclin des voitures diesel et de la faiblesse de l’activité industrielle.

Un autre facteur clé dans la révision des prévisions de l’AIE est lié aux conditions climatiques et aux gains en efficacité énergétique. Un hiver doux a réduit la demande de chauffage, diminuant ainsi la consommation de gazole. De plus, les progrès continus en matière d’efficacité énergétique ont contribué à une utilisation plus rationnelle du pétrole. L’AIE souligne que ces éléments combinés ont suffi à inverser la tendance de la demande de pétrole au premier trimestre de 2024.

Une croissance de l’offre hors membres de l’OPEP+

Parallèlement, l’offre mondiale de pétrole devrait augmenter de 580 000 barils par jour. Grâce notamment à la production des pays non membres de l’OPEP+. Les États-Unis, la Guyane, le Canada et le Brésil figurent parmi les principaux contributeurs à cette hausse, bien que la croissance de l’offre américaine ait ralenti. En revanche, l’OPEP+ prévoit une réduction de 840 000 barils par jour de son offre pour 2024.

Pour 2025, l’AIE prévoit une croissance de la demande de pétrole de 1,2 mb/j, légèrement supérieure à celle de 2024. Cependant, l’écart entre les prévisions de l’AIE et celles de l’OPEP se creuse. Alors que l’AIE anticipe une augmentation modérée, l’OPEP maintient une prévision de croissance de la demande mondiale de 2,25 mb/j pour 2024. Cette divergence s’explique en partie par des perspectives différentes concernant la transition énergétique mondiale. L’AIE, basée à Paris, note que la transition vers des carburants plus propres et les politiques de réduction des émissions influencent fortement la demande de pétrole.

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L’éolien représente l’une des énergies renouvelables d’avenir. La France compte dessus pour réduire sa dépense aux énergies fossiles. Première étape : la création d’un parc éolien commercial en Bretagne. Une première au monde.

Un parc éolien commercial en Bretagne, une première

Le gouvernement vient de donner son feu vert pour la construction du premier parc éolien flottant commercial au monde. Situé à l’ouest de Belle-Île-en-Mer, en Bretagne, ce parc d’une capacité de 250 mégawatts (MW) devrait être opérationnel d’ici 2031. Le consortium Elicio et BayWa r.e. remporte l’appel d’offres pour ce projet d’avenir. Contrairement aux éoliennes posées dont le mât est fixé au sol marin, les éoliennes flottantes sont ancrées par des câbles. Ainsi, elles sont fixées dans des zones plus profondes.

De fait, ce projet ouvre de nouvelles perspectives pour l’exploitation des vents en haute mer, où les courants sont plus forts et constants. Ce parc fournira assez d’électricité pour alimenter environ 450 000 habitants. De fait, ce projet aura un impact significatif sur la transition énergétique de la région. En plus de répondre aux besoins en énergie renouvelable, ce parc contribuera à la réduction des émissions de gaz à effet de serre.

Un tarif compétitif et une avancée technologique

Le tarif de l’électricité produite par ce parc est fixé à 86,45 euros/MWh, un prix jugé très compétitif. Bruno Le Maire, le ministre de l’Économie, affirme que ce tarif démontre la compétitivité de la filière éolienne en mer. Ce prix avantageux positionne la France comme un leader mondial dans le développement de l’éolien flottant. Actuellement, la France construit trois fermes pilotes en Méditerranée, avec des capacités comprises entre 25 et 30 MW chacune. Date de mise en service : fin 2024, début 2025.

Ce développement s’inscrit dans une tendance mondiale où l’Europe joue un rôle de pionnier avec des sites en Écosse, en Norvège et au Portugal. Par ailleurs, en Grande-Bretagne, des enchères pour 4 500 MW d’éolien flottant sont en cours. De fait, le potentiel de cette technologie est énorme.

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Pour augmenter la production d’électricité solaire, il faut multiplier le nombre de panneaux photovoltaïques installés. Ou améliorer l’efficacité de chacun d’entre eux. Difficile ? Peut-être pas tant que ça. Puisque cela semble possible en posant tout simplement une bâche blanche sous les panneaux solaires, mais pas n’importe lesquels.

En 2023, selon les chiffres de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), le solaire photovoltaïque a représenté à lui seul quelque trois quarts de l’augmentation des capacités de production d’énergie renouvelable dans le monde. C’est encourageant. Mais pour faire encore mieux et surtout, faire face à l’urgence climatique, toutes les idées paraissent désormais bonnes à prendre. Les pouvoirs publics s’intéressent principalement au nombre de panneaux photovoltaïques installés. Plus il y en aura, plus nous produirons d’électricité solaire.

Des panneaux solaires plus efficaces

Les scientifiques et les ingénieurs, eux, voient aussi le salut dans l’augmentation des rendements des cellules photovoltaïques. En faisant augmenter l’efficacité des panneaux solaires au mètre carré, ils comptent produire autant — ou, dans l’idéal, même plus — d’énergie renouvelable avec le même nombre de panneaux et à ensoleillement égal. Il y a quelques mois, des chercheurs du National Renewable Energy Laboratory (NREL) américain ont ainsi annoncé avoir développé un panneau solaire bifacial à base de pérovskite dont l’efficacité atteindrait les 46 %. Ce n’est ni plus ni moins que le double de celle des panneaux photovoltaïques classiques à base de silicium.

Plus récemment, des chercheurs de l’université de Lehigh (États-Unis) ont présenté un matériau quantique qui, intégré à un panneau solaire, permettrait d’atteindre une efficacité un peu folle de plus de 60 %, les rendements actuels plafonnant autour de 20 %.

Une bâche blanche pour réfléchir la lumière du soleil

Toujours dans l’idée d’optimiser l’efficacité des panneaux solaires, d’autres explorent des voies plus directes. Des solutions plus simples. Comme l’installation de réflecteurs au sol. L’idée n’est pas nouvelle. Mais des études commencent maintenant à confirmer qu’elle en vaut la peine. Il y a quelques semaines, des chercheurs malaisiens montraient ainsi que l’installation de miroirs pour réfléchir la lumière du soleil vers les panneaux permettait de faire grimper le rendement de 2,8 % — celui de l’installation test ayant atteint la valeur de 25,5 % alors que l’installation témoin plafonnait à 22,7 %.

Aujourd’hui, ce sont des chercheurs de l’université d’Ottawa (Canada) qui apportent une nouvelle confirmation. Ils observent en effet que placer des réflecteurs blancs directement sous des panneaux solaires photovoltaïques — et non pas entre les rangées — permet d’augmenter la production d’énergie de 4,5 %. Partant toutefois de systèmes bifaciaux qui peuvent profiter de la réflexion de la lumière solaire au sol.

Des panneaux solaires plus efficaces sur la neige ou le sable

Dans la tête des chercheurs canadiens, réflecteur blanc rime surtout avec couverture neigeuse. Mais il est possible aussi d’imaginer couvrir les surfaces de peinture ou de bâches blanches. En supposant tout de même que lesdites surfaces soient déjà artificialisées et pour limiter ainsi les impacts sur la biodiversité. Le bénéfice, soulignent les chercheurs, pourrait aussi s’appliquer aux déserts de sable qui présentent également des sols clairs à l’albédo — comprenez, la part des rayonnements solaires renvoyée vers l’atmosphère — élevé.

Les chercheurs ajoutent que grâce à l’installation de réflecteurs blancs, les modèles donnent des gains allant jusqu’à 6 % du côté de Seattle (États-Unis) et de sa météo nuageuse et des gains jusqu’à 2,6 % dans l’aridité de Tucson (États-Unis). Le tout pour un coût qui reste intéressant. Les chercheurs malaisiens, eux aussi, notent que les rendements des systèmes panneaux solaires/réflecteurs peuvent varier d’une région à l’autre, en fonction des conditions climatiques et des saisons. Mais que les promesses en termes de coût/efficacité méritent que des travaux plus approfondis soient menés sur la question.

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La Russie, par le biais de son organisme public RosGeo, vient de découvrir une méga-réserve de pétrole en Antarctique après plusieurs années de recherches scientifiques.

Une réserve de 551 milliards de barils de pétrole en Antarctique

La Russie a récemment découvert des réserves de pétrole et de gaz en Antarctique estimées à environ 511 milliards de barils. Cette découverte, effectuée par RosGeo, l’organisme public russe chargé des études géologiques, pourrait bouleverser les équilibres énergétiques mondiaux. Pour mettre cette découverte en perspective, ce volume représente dix fois la production pétrolière de la mer du Nord au cours des cinquante dernières années et le double de la production de pétrole de l’Arabie saoudite.

Cependant, cette trouvaille ne manque pas de susciter des préoccupations. Le Traité de l’Antarctique de 1959, signé par la Russie, interdit toute exploitation pétrolière et minière pour préserver l’environnement unique de cette région reconnue comme« bien commun de l’humanité ».

Une découverte qui suscite les craintes de la communauté internationale

L’invasion de l’Ukraine par la Russie en février 2022 a profondément modifié le paysage énergétique en Europe. Les pays occidentaux cherchent activement à réduire leur dépendance énergétique vis-à-vis de la Russie, alors que cette dernière a réduit drastiquement ses approvisionnements en gaz vers l’Europe, provoquant des pénuries et une hausse des prix de l’énergie. Le rapport de la commission de la Chambre des communes du Parlement britannique de janvier 2023 indique qu’en 2021, « un peu moins d’un cinquième du diesel britannique provenait de Russie ». Cette situation a poussé le Royaume-Uni et d’autres pays européens à réévaluer leurs stratégies de sécurité énergétique.

La découverte en Antarctique intervient donc à un moment critique où les prix du pétrole et du gaz en Europe restent élevés à cause des tensions géopolitiques. La Russie étant en guerre contre l’Ukraine, elle pourrait être tentée de violer le Traité de l’Antarctique afin d’exploiter cette réserve de pétrole et de relancer son économie. Une telle découverte pourrait également influencer le comportement des autres pays à l’égard de ces territoires. La Chine a d’ailleurs annoncé avoir ouvert sa cinquième base scientifique sur le Continent Blanc. Néanmoins, et comme l’a rappelé David Rutley, sous-secrétaire d’État parlementaire pour les Amériques et les Caraïbes, la Russie a « récemment réaffirmé son engagement envers les points clés du traité ». Claire Christian, directrice exécutive de la Coalition pour l’Antarctique et l’océan Austral (ASOC), n’a pas hésité à exprimer cette crainte quant à une telle éventuelle violation dudit traité : « Il serait extrêmement regrettable de mettre en danger l’Antarctique à un moment où les conflits géopolitiques sont si nombreux ».

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Un peu plus d’un an après sa mise en service, le parc éolien offshore de Saint-Nazaire contribue-t-il réellement à réduire les émissions de CO2 du mix électrique français ? Sans surprise, la réponse est oui, mais le parc souffre tout de même de la comparaison avec d’autres moyens de production d’électricité bas-carbone.

Un an et demi après la mise en service du parc éolien de Saint-Nazaire, premier parc éolien en mer français, l’heure est au bilan. EDF Renouvelables, exploitant du parc, peut se rassurer : ces premiers chiffres sont plutôt prometteurs. Si la production initialement visée de 1,75 TWh par an n’a pas été atteinte, la première année de service aura tout de même permis de produire 1,5 TWh, et ce, malgré un arrêt complet de 3 semaines en décembre dernier. Dès 2024, EDF Renouvelables prévoit une augmentation de la production entre 1,6 TWh et 1,7 TWh, pour un facteur de charge approchant l’objectif initial de 40 %.

Du côté de l’impact carbone, une étude sur l’ensemble de son cycle de vie est venue confirmer, à 1 gramme près, le premier bilan projeté dès 2014. À l’époque, comme on pouvait le lire dans le dossier du maître d’ouvrage préalable aux premiers débats publics, le facteur d’émission du parc avait été estimé à 17,3 g CO2e/kWh pour une durée de vie de 24 ans. La note de synthèse récemment publiée par le bureau de conseil OUVERT, indique un bilan carbone de 794 628 tonnes de CO2 équivalent sur l’ensemble du cycle de vie du parc. Ramené à la production totale estimée du parc éolien, cela équivaut à un facteur d’émission de 18,3 g CO2e/kWh.

Un retour d’expérience précieux pour les parcs suivants

Avec ce facteur d’émission de 18,3 g CO2e/kWh, le parc de Saint-Nazaire devrait tout de même se positionner comme le parc éolien posé le plus émissif de France, devant celui de Saint-Brieuc (15,8 g CO2e/kWh) ou celui de Fécamp (13,3 g CO2e/kWh). Ces chiffres s’expliquent en partie par le caractère novateur du parc, première ferme éolienne offshore de France. Sans surprise, c’est la fabrication des matériaux qui représente la plus grande part des émissions de CO2. Celle-ci compte pour 61 % des émissions totales tandis que le transport des composants et leur installation sur le parc représentent 14 % des émissions. L’acier, qui représente 62 % du poids total des matériaux du parc, est responsable de la moitié des émissions totales de CO2.

Malgré un facteur d’émission moyen plus élevé que des éoliennes terrestres (14 g CO2e/kWh), les éoliennes offshore posées sont nettement moins émissives que les éoliennes flottantes. Premier parc flottant français, le projet Provence Grand Large affiche un facteur d’émission franchement supérieur aux autres projets en cours avec plus de 50 g CO2e/kWh contre 47 gCO2e/kWh pour EolMed et même 24,1 gCO2e/kWh pour EFGL.

Des émissions encore loin du nucléaire

Selon le gouvernement, le facteur d’émission du mix électrique français se situe, en 2018, à 57 gCO2e/kWh. Dans ce contexte, l’éolien offshore constitue une réelle solution pour réduire les émissions de CO2 associées à la production d’électricité en France. C’est encore plus frappant lorsque l’on compare ce chiffre au facteur d’émission du mix énergétique français qui s’élève à 72 g CO2e/kWh. Néanmoins, il est important de souligner que, quand on le compare exclusivement à des moyens de production d’énergie bas-carbone, le parc de Saint-Nazaire ne fait pas office de référence. Selon la base empreinte de l’Ademe, il est certes moins émetteur que le photovoltaïque (25,2 g CO2e/kWh), mais plus que l’éolien terrestre ou l’hydroélectricité, qui n’émet que 6 g CO2e/kWh.

Surtout, il fait pâle figure face au parc nucléaire français qui émet seulement 3,7 g CO2e/kWh, selon une étude réalisée par EDF, et approuvée par l’ADEME. Si ce chiffre de 3,7 g CO2e/kWh ne prend pas en compte le démantèlement des centrales nucléaires, le bilan carbone de l’éolien ne prend, lui, pas en compte les besoins en stockage plus importants que pour l’industrie nucléaire.

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L’Australie vise à prendre la tête dans le domaine des énergies renouvelables. Mardi 14 mai 2024, le ministre des Finances, Jim Chalmers, a dévoilé le budget prévu par le pays pour développer les énergies propres sur son territoire pour l’exercice 2024-2025.

L’Australie prend le virage des énergies renouvelables

Les États-Unis, l’Union européenne, le Canada, le Japon et la Chine ont tous lancé des programmes pour attirer les investissements étrangers dans le secteur des énergies renouvelables. Partant de ce constat, « l’Australie ne peut pas se permettre de rester sur la touche », a tenu à insister le Premier ministre Anthony Albanese. Jim Chalmers, ministre des Finances, a annoncé un budget de 13,9 milliards d’euros qui sera « investi dans (nos) ambitions de superpuissance en matière d’énergie renouvelable ». Cette enveloppe sera principalement dédiée aux panneaux solaires, aux carburants bas carbone et aux technologies de réduction des émissions.

Ces investissements se traduisent au travers du programme Future Made in Australia Act. Celui-ci, inspiré du Inflaction Reduction Act américain, comprend des réductions fiscales qui visent à encourager l’exploitation des minerais essentiels et d’autres domaines stratégiques pour le développement des technologies vertes. Selon Jim Chalmers, la transformation énergétique mondiale représente une « occasion en or » pour l’Australie. Ces investissements visent de fait à saisir la demande mondiale croissante pour une énergie propre et à renforcer la compétitivité de l’industrie australienne.

Atteindre la neutralité carbone d’ici à 2050

Avec des émissions de 15,3 tonnes de CO2 par habitant, l’Australie figure parmi les plus gros émetteurs de gaz à effet de serre au monde, derrière l’Arabie Saoudite et le Qatar, et devant les États-Unis. « Nous devons agir maintenant pour garantir un avenir durable », a ainsi tenu à affirmer Jim Chalmers. Le pays s’est engagé à réduire ses émissions de 43 % d’ici 2030 par rapport aux niveaux de 2005 et à atteindre la neutralité carbone d’ici 2050.

Actuellement, le charbon et le gaz représentent encore 60 % de la consommation en électricité australienne. À noter néanmoins qu’en l’espace de dix ans, la part du solaire et de l’éolien a doublé, et représente près de 40 % de la consommation électrique. Le gouvernement australien doit néanmoins trouver un équilibre entre ces avancées et sa dépendance économique aux combustibles fossiles : 75 % de sa production de charbon est exportée, et 90 % de son gaz naturel liquéfié (GNL).

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Le secteur de la rénovation énergétique est en perpétuel mouvement. À compter de ce mercredi 15 mai, de nouveaux changements concernent MaPrimeRénov’. Le gouvernement fait marche arrière.

La rénovation énergétique évolue encore

Depuis le début de l’année, l’intérêt pour les aides à la rénovation énergétique a chuté drastiquement. Conséquence directe de la décision du gouvernement de limiter les subventions aux rénovations d’envergure. Cette approche a dissuadé de nombreux propriétaires, causant une baisse de 65 % des demandes auprès de l’Anah, l’agence distribuant ces aides. Ainsi, face à la nécessité de maintenir le chantier de la rénovation énergétique, le gouvernement revoit sa copie. Dès le 15 mai 2024, MaPrimeRénov’ redevient accessible pour des travaux de moindre ampleur. Par exemple, isoler une pièce ou changer un système de chauffage peut désormais être subventionné.

Les effets de ce changement sont non négligeables. Par exemple, pour un propriétaire souhaitant isoler les murs de sa maison de 100 m², il peut désormais prétendre à des aides. Jusqu’à 7 500 euros d’économisés depuis le 15 mai 2024. Avant cette date, il ne pouvait prétendre qu’aux Certificats d’Économie d’Énergie, laissant une charge considérable de sa poche.

Attention aux délais

Cependant, il est crucial d’agir rapidement. La politique de financement pour des gestes simples n’est confirmée que jusqu’à la fin de l’année 2024. De plus, les règles changent régulièrement. Autrement dit, retarder vos travaux pourrait vous coûter cher. De plus, une attention particulière est accordée aux propriétaires de « passoires thermiques », les logements classés F ou G. Bien que précédemment exclus du financement pour des gestes simples, ces propriétés sont désormais éligibles à nouveau.

Selon Imodirect, pour améliorer significativement l’efficacité énergétique de ces logements, il est souvent nécessaire d’effectuer plusieurs améliorations. Cependant, pour près d’un quart des cas, un seul changement, comme l’installation de robinets thermostatiques, peut induire une réduction de la consommation d’énergie de 3 à 5 %.

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En juin 2024, les utilisateurs de gaz naturel en France subiront une augmentation de leurs factures. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a annoncé une hausse du prix repère, après une période de baisse. Cet ajustement impacte directement les ménages, particulièrement ceux qui utilisent le gaz pour le chauffage et la cuisson.

Gaz : pourquoi une nouvelle hausse pour les consommateurs ?

En juin 2024, le prix repère moyen TTC du gaz naturel, essentiel pour les consommateurs, connaît une hausse significative de 1,8 % par rapport à mai 2024. Il s’établit à 0,089 €/kWh pour le chauffage et à 0,091 €/kWh pour la cuisson et l’eau chaude. Cette augmentation découle d’une légère remontée des prix du marché de gros du gaz naturel, qui avait pourtant connu une baisse depuis la fin de 2023.

Cette hausse, bien que modeste, a des implications directes pour les 11 millions de Français qui dépendent du gaz pour leur quotidien. La part variable TTC, qui comprend le coût de l’énergie hors taxes et les taxes elles-mêmes, augmente de 2,00 €/MWh pour tous les types de consommation. Pour les ménages, cela signifie une augmentation directe sur les factures de juin.

Choisir le bon fournisseur 

Pour les consommateurs, cette hausse est une mauvaise nouvelle, surtout après une série de baisses en début d’année 2024. Pour comprendre l’impact, prenons l’exemple d’un couple avec enfants. Le prix pour un abonnement type « chauffage » reste stable à 257,18 € par an, mais la consommation variable augmente. La CRE a annoncé que la part variable hors taxes augmente de 1,66 €/MWh. Cela signifie que le coût moyen par MWh consommé passe à 113,19 €, contre 111,19 € le mois précédent.

Face à cette hausse, les consommateurs ont plusieurs options. Premièrement, vérifiez si votre contrat est indexé sur le prix repère ou si vous avez un tarif fixe. Les abonnements à prix fixe peuvent vous protéger contre de telles augmentations pendant leur durée. Ensuite, comparez les offres. Selon les données de la CRE, les offres les moins chères pour un couple avec enfants varient de 25 € à 46 € par mois, en fonction du fournisseur. Il est aussi judicieux de considérer le service client et le taux de litiges d’un fournisseur avant de faire un choix. Une offre moins chère peut sembler attrayante, mais un bon support client et une faible propension aux problèmes sont essentiels pour éviter les mauvaises surprises.

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Et si les mâts d’éoliennes servaient de data center ? C’est le paris qu’a pris une entreprise allemande pour proposer des centres de données peu émissifs. Si l’idée fait sens, cette solution pourra-t-telle répondre aux besoins gargantuesques de l’IA et du cloud computing ?

En matière d’énergies renouvelables, l’Allemagne sait surprendre et innover. Dernier exemple en date : ces centres de données directement installés dans des mâts d’éoliennes par l’exploitant Westfalen Wind et l’entreprise d’équipements électroniques Rittal. Cette idée permet de répondre à de nombreuses problématiques, en donnant un usage aux espaces normalement vides à l’intérieur des éoliennes, et en rapprochant un système particulièrement consommateur d’un point de production d’électricité.

Cette proximité directe entre ces deux équipements limite ainsi les besoins en infrastructure. Ainsi, cette solution entraînerait une baisse de coût. Mais également une baisse des émissions de CO2, car le data center, même s’il est raccordé à d’autres sources de production pour des questions de sécurité, pourrait fonctionner grâce à l’énergie de l’éolienne presque 90 % du temps. WindCores annonce un facteur d’émission de 10 gCO2e/kWh, là où le facteur d’émission du mix électrique allemand se situe à plus de 400 gCO2e/kWh en 2022.

Une puissance trop limitée pour être réellement intéressante ?

Cette solution pourrait répondre aux besoins précis de certaines entreprises, mais doit encore faire ses preuves sur le terrain. Si aucun chiffre n’a été fourni par l’entreprise en matière de puissance disponible, les éoliennes terrestres ont une puissance installée moyenne de 3 MW. En considérant un facteur de charge de 23,5 %, qui correspond à la moyenne de l’éolien terrestre en Europe entre 2018 et 2021, on obtient une puissance moyenne disponible de 0,71 MW par mât. Or, rien qu’en Île-de-France, en 2018, la puissance moyenne des data center était déjà de 5 MW. Depuis, la course au gigantisme n’a fait qu’accélérer, du fait des besoins grandissants liés à l’IA et au Cloud Computing. Toujours en Île-de-France, on compte déjà deux data center de 140 MW.

Néanmoins, l’idée de positionner des installations très gourmandes en énergie à proximité directe d’un site de production fait sens. C’est d’ailleurs ce que cherche à faire Amazon avec son nouveau data center d’une puissance colossale de 960 MW. Pour permettre son alimentation électrique, celui-ci sera construit sur le campus de Cumulus Data Assets, à proximité directe de la Susquehanna Steam Electric Station, une centrale nucléaire de 2,5 GW de puissance.

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Remplacer un véhicule thermique par un modèle électrique est une des meilleures solutions pour réduire les émissions de carbone et améliorer l’efficacité énergétique. Mais comment abandonner la station-service pour la borne de recharge ? Si, comme l’immense majorité des possesseurs de véhicules électriques, vous souhaitez recharger votre voiture électrique à domicile, vous devez installer une prise ou borne dédiée. Pour savoir à quoi vous attendre et comment faire le bon choix, voici tous nos conseils sur le sujet, si vous choisissez une wallbox.

Bien que de plus en plus facile, le passage d’une voiture thermique à une voiture électrique demande de revoir son organisation, en particulier pour la gestion des recharges. Fini les stations services, bonjour les bornes de recharges sur les parkings, au travail et à la maison ! Pour limiter le coût des recharges et gagner en confort, installer une borne est bien souvent une excellente solution. Bien que plus chères que les prises renforcées (lire notre dossier), les bornes de recharge offrent souvent un niveau de sécurité plus élevé, un grand nombre de fonctionnalités et de meilleurs temps de charge. Pour vous aider à choisir et installer votre borne de recharge, nous vous proposons un tour d’horizon de tout ce qu’il faut savoir avant de franchir le pas, que l’on habite en logement individuel ou collectif.

Pourquoi installer une borne de recharge chez soi ?

S’il est tout à fait possible de recharger sa voiture électrique avec une simple prise domestique, il ne faut pas être pressé. Prenons l’exemple de la récente MG4 qui rencontre actuellement un franc succès. En version Comfort, il vous faudra quasiment 17 heures pour la recharger de 20 à 80 % sur une prise domestique classique de 10A et 2,3 kW de puissance. Même avec une prise renforcée comme la Legrand Green’Up, on obtient un temps de recharge avoisinant les 10h30.

Avec une borne de recharge, c’est différent. Si votre installation électrique le permet, vous pourrez recharger votre MG4 en 5h40 avec une installation en monophasé et même 3h30 avec une installation en triphasé ! Outre un temps de recharge plus court, une wallbox dispose également de nombreux avantages comme la possibilité de programmer votre recharge, vous permettant ainsi de profiter des heures creuses, et donc de faire des économies substantielles.

Souvent connectées, les bornes de recharges permettent également d’avoir accès à vos données de consommation électrique en temps réel et de la commander à distance en cas de besoin. Enfin, elles permettent d’obtenir un niveau de sécurité plus élevé grâce à un excellent contrôle de la puissance utilisée. Certains modèles peuvent, d’ailleurs, s’adapter en temps réel à votre utilisation d’électricité : si vous utilisez votre cafetière ou vos plaques de cuisson électriques pendant que votre voiture est en cours de recharge, la borne sera capable d’ajuster automatiquement la puissance délivrée pour éviter que votre compteur ne disjoncte pour cause de puissance dépassée.

Comment choisir sa borne de recharge ?

En quelques années, le marché des bornes de recharge s’est grandement diversifié. On y retrouve des marques automobiles comme Tesla, des géants de l’électricité comme Legrand, Schneider ou Hager, mais aussi des nouveaux venus comme Wallbox, Evbox ou Easee. Face à ce large éventail, il va falloir procéder de façon méthodique afin de trouver un modèle qui soit compatible avec votre installation électrique, mais aussi avec votre voiture.

Le choix de votre borne se fera, d’abord, en fonction de la puissance maximale que peut délivrer votre installation électrique, notamment si vous disposez d’une installation monophasée ou triphasée. Côté véhicule, tous n’ont pas le même convertisseur AC/DC embarqué, et n’acceptent donc pas forcément la même puissance de recharge. Pour reprendre l’exemple de notre MG4, celle-ci dispose d’un convertisseur triphasé de 11 kW. D’autres modèles, comme la Renault Mégane en version Optimum Charge, bénéficient d’un chargeur de 22 kW triphasé qui permet d’atteindre des vitesses de recharge plus importantes. Pour tout savoir sur les capacités de recharge des voitures électriques du marché, vous pouvez jeter un œil chez nos confrères d’Automobile Propre.

Où et comment installer sa wallbox ?

La plupart des bornes de recharge du marché sont résistantes aux intempéries. Ainsi, il est virtuellement possible de les mettre à peu près partout. La meilleure solution consiste à la positionner là où vous avez l’habitude de garer votre véhicule. Il faut tout de même garder en tête que, sauf dans le cas d’un forfait d’installation global, éloigner la borne du tableau électrique risque d’augmenter le montant du devis.

Si vous êtes bricoleur, rien ne vous empêche d’installer vous-même votre borne de recharge, si celle-ci fait 3,7 kW de puissance maximum. Il faudra bien veiller à respecter la norme NFC 15-100 qui régit l’ensemble des règles à respecter pour la réalisation d’une installation électrique. Pour une puissance supérieure, l’intervention d’un électricien certifié IRVE est néanmoins obligatoire depuis le décret du 12 janvier 2017. Celui-ci devra, en effet, procéder à des modifications à même le compteur électrique.

Avant de se lancer, il est indispensable de s’assurer de la puissance disponible au niveau du compteur électrique. De manière plus générale, l’installation d’une borne de recharge peut induire des intensités de courant très élevées, ce qui augmente le risque de surchauffe ou d’incendie par rapport à une installation plus classique. C’est pourquoi, il est fortement conseillé de faire appel à un électricien qualifié pour toute installation d’un équipement de recharge.

Combien coûte l’installation d’une borne de recharge ?

Le prix d’une borne de recharge peut varier fortement en fonction de la puissance de celle-ci, mais également des travaux de préparation et d’électricité qui seront requis pour l’installation. Pour avoir une idée précise du prix auquel s’attendre, le plus simple est de faire réaliser un devis par un professionnel certifié. Pour être mis en contact avec des professionnels de votre région, vous pouvez vous rendre sur le site de nos confrères de Mister EV.

Quelles aides financières pour l’installation d’une borne de recharge ?

Il est, dans certains cas, possible de bénéficier d’aides de l’État pour l’installation d’une borne de recharge à domicile. D’abord, vous pouvez bénéficier d’un crédit d’impôt égal à 75 % du montant des dépenses engagées dans la limite de 300 euros par installation. Et si vous pouvez patienter un peu, ce crédit d’impôt va atteindre 500 euros par installation en 2024.

Si vous êtes locataire ou propriétaire d’un logement de plus de 2 ans, il est également possible de bénéficier de la TVA à taux réduit de 5,5 %. Pour cela, l’installation doit nécessairement avoir été réalisée par un professionnel qualifié IRVE.

Des alternatives plus abordables

Malgré les aides de l’État, l’installation d’une borne de recharge constitue un investissement conséquent qu’on ne peut pas toujours se permettre. Si vous êtes dans cette situation, sachez tout de même qu’il existe des alternatives intéressantes, en particulier les prises renforcées de type Green’Up que nous avons évoquées au début de l’article. Celles-ci ressemblent à des prises de jardin traditionnelles, mais ont la particularité d’avoir un circuit dédié à la recharge avec des connexions renforcées. Cela leur permet d’atteindre une puissance de l’ordre de 3,2 kW contre 2,3 kW pour une prise standard. Ce gain de puissance significatif permettra de faire baisser de plusieurs heures le temps de charge de votre voiture.

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Cette entreprise a mis au point une éolienne verticale avec un but bien précis : supprimer les générateurs diesel habituellement utilisés pour produire de l’électricité sur des sites isolés, aux conditions météorologiques difficiles. Capable de supporter des vents de plus de 200 km/h, l’éolienne pourrait participer, à sa manière, à la décarbonation dans certains cas très spécifiques.

Comment se débarrasser des générateurs fonctionnant au diesel, lorsque l’on souhaite avoir de l’électricité dans des zones reculées aux climats extrêmes ? On utilise généralement des panneaux photovoltaïques et de robustes éoliennes reliées à des batteries. En ce sens, la start-up islandaise IceWind a mis au point une éolienne qu’elle promet capable de résister aux conditions les plus extrêmes. Grâce à une conception unique, et l’usage de matériaux comme l’aluminium et la fibre de carbone, l’éolienne pourrait générer de l’électricité par des vents démarrant à 7,2 km/h et jusqu’à 210 km/h. Grâce à son axe vertical, elle produirait du courant peu importe la direction du vent. Pour réussir cette prouesse, elle dispose notamment de deux sortes de pales. Les pales intérieures, grâce à leur design spécifique, permettent un démarrage par très faible vent, mais également un freinage de l’éolienne quand le vent est trop violent.

Côté production, la puissance des différents modèles proposés varie de 100 à 600 W. Pour l’heure, l’entreprise se concentre principalement sur les tours de télécommunications en site isolé. Grâce à ce type d’éolienne, il serait ainsi possible de se débarrasser, sur ces sites reculés, des générateurs thermiques habituellement utilisés, et de toute la logistique qui y est associée. Jusqu’à maintenant, une vingtaine d’éoliennes de ce type ont été mises en service en Islande, et l’entreprise s’apprête à lancer une commercialisation à l’échelle internationale.

Difficile de concurrencer les panneaux photovoltaïques pour un usage domestique

Pour autant, difficile de considérer cette éolienne comme une solution de choix pour un usage domestique. La startup a bien lancé, en 2020, un modèle destiné aux habitations et l’a commercialisée aux États-Unis. Mais celui-ci ne semble plus être disponible. Cela n’est pas très surprenant quand on sait que le tarif d’entrée de l’éolienne était de 3 200 $ pour une puissance maximale de 600 W. Dans ces conditions, difficile de privilégier l’éolien au photovoltaïque. Plus productives, les installations solaires sont également beaucoup moins chères, et leur tarif continue de baisser. À titre d’exemple, l’entreprise Dualsun a récemment lancé un kit solaire prêt à brancher au tarif de 680 euros pour une puissance crête de 420 Wc. Celui-ci permet également d’avoir un système de production d’énergie renouvelable, pour seulement 30 % du prix (ramené à la même puissance).

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À l’occasion du sommet dédié à la réindustrialisation Choose France, l’entreprise Carbon a annoncé la construction d’une usine pilote de production de modules photovoltaïques, avant l’ouverture de son usine géante à Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône).

Le marché européen du photovoltaïque va mal. Face à la concurrence des panneaux chinois vendus à bas prix, les usines européennes ferment les unes après les autres. Pour tenter d’inverser la tendance et de préserver une certaine souveraineté industrielle dans la filière, la contre-attaque s’organise. Le Parlement européen a ainsi adopté une loi pour une industrie « zéro net » en avril dernier. Ce texte a pour vocation de soutenir les technologies nécessaires à la transition énergétique et favoriser les produits fabriqués en Europe dans le cadre des procédures d’achat public.

Un projet d’usine pilote pour fabriquer 1 million de panneaux solaires par an

En France, le président de la République organise chaque année depuis 2018 le sommet Choose France qui vise à inciter les entreprises étrangères à investir sur le territoire. Cette année, ce sommet a été l’occasion pour l’entreprise française Carbon d’annoncer l’implantation d’une usine de production de modules photovoltaïques avec une mise en service prévue à l’automne 2025. Il s’agit d’une unité de production pilote, qui précédera l’ouverture de la gigafactory de panneaux solaires prévue à Fos-sur-Mer fin 2026.

Appelé Carbone one, le projet d’usine pilote a pour objectif de produire plus d’un million de panneaux solaires par an, soit une capacité de production de 500 mégawatts-crête (MWc). Selon l’entreprise, le site devrait permettre de créer 200 emplois directs et durables. Aucun lieu n’a cependant été dévoilé à ce stade. Il paraît toutefois probable que Carbon choisisse de s’implanter non loin de sa future usine géante de Fos-sur-Mer.

Un test grandeur nature avant l’ouverture de la gigafactory en 2026

Carbone one permettra de tester les procédés de production et constituera donc un accélérateur pour le projet de gigafactory qui viendra ensuite. Cette méga usine, dont le permis de construire vient d’être déposé, ambitionne d’atteindre une capacité de production de 5 GWc/an, ce qui correspond à plus de 10 millions de panneaux photovoltaïques chaque année. Elle sera en mesure de fabriquer les modules photovoltaïques dans leur totalité. À terme, ce sont 3 000 emplois directs et 9 000 emplois indirects qui seront créés.

Après le projet avorté de méga usine en Moselle par Rec Solar, l’annonce de l’usine pilote de Carbon est une bonne nouvelle pour la filière du photovoltaïque et permet de confirmer l’avancée du projet de gigafactory de Fos-sur-Mer. À noter qu’un autre projet de giga usine de fabrication de panneaux solaires est en cours dans la région Grand Est et vient même d’obtenir une subvention de 3 millions d’euros.

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Joe Biden envisage de multiplier par quatre les droits de douane sur certains produits chinois ciblés. Une mesure ultra-protectionniste qui vise à protéger l’industrie américaine des prix compétitifs de la Chine sur son propre marché.

100% de droits de douanes sur les voitures électriques et autres secteurs stratégiques

La Maison-Blanche s’apprête à imposer une taxe de 100 %, contre 25% auparavant, sur certains produits ciblés en provenance de la Chine : les voitures électriques, les batteries, les semi-conducteurs, les panneaux solaires, les éoliennes et les médicaments. L’administration Biden a ainsi justifié cette mesure en affirmant que la surcapacité de production de la Chine menaçait les entreprises américaines sur leur propre sol. La directrice du Conseil national économique, Lael Brainard, a déclaré que l’Empire du Milieu « finance sa croissance aux dépens des autres ». Sur la même tonalité, Janet Yellen, la secrétaire au Trésor, a également exprimé ses préoccupations concernant l’impact de cette surproduction sur ces secteurs stratégiques et en plein essor aux États-Unis.

Cette hausse des droits de douane concernerait l’équivalent de 18 milliards de dollars de produits chinois. En pratique, une voiture électrique chinoise du constructeur BYD par exemple – qui avait réussi à détrôner Tesla au niveau mondial – vendue 20 000 $ pourrait désormais coûter 40 000 $ aux États-Unis après l’application des nouvelles taxes. La Maison-Blanche espère ainsi encourager la relocalisation de la production de ces secteurs stratégiques aux États-Unis.

Quel impact pour le marché international ?

En augmentant drastiquement les droits de douane sur les véhicules électriques et autres produits chinois liés à la transition énergétique, Joe Biden prend un pari risqué. Les relations sino-américaines, déjà fragiles, risquent de se détériorer encore davantage, ce qui pourrait avoir des répercussions sur le marché international.

L’Empire du Milieu, par la voix du porte-parole du ministère des Affaires étrangères, a d’ailleurs vivement critiqué la décision du président américain : « La Chine s’oppose toujours aux hausses de droits de douane unilatérales en violation des règles de l’Organisation mondiale du commerce et prendra toutes les mesures nécessaires pour sauvegarder ses droits et intérêts légitimes ». Les fabricants des deux côtés du Pacifique risquent bien de n’avoir d’autre choix que d’adapter leurs stratégies et leurs chaînes d’approvisionnement pour faire face à ces nouvelles barrières commerciales.

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Les temps ont changé, il n’y a plus de loi de programmation de l’énergie, il n’y a plus de majorité au Parlement, il n’y a plus d’argent dans les caisses de l’Etat, il n’y a plus de doux commerce dans le monde, il n’y a plus de paix entre les nations. L’Europe n’interdit plus à ses membres de subventionner leurs industries, la France ne ferme plus ses centrales nucléaires, le protectionnisme est de retour, les océans continuent de se réchauffer et le climat de divaguer. C’est dans ce contexte que la politique française de l’énergie a été confiée aux ministres de l’économie et de l’industrie qui ont sonné l’heure de la mobilisation.

L’exigence de souveraineté est venue épauler celle de la décarbonation, il n’y aura pas d’avenir ni écologique ni économique ni politique sans une puissante industrialisation de la France dans l’Europe. Ils ont immédiatement annoncé plan sur plan en faveur de l’énergie nucléaire, des batteries électriques, des panneaux photovoltaïques et, tout récemment, des pompes à chaleur.

Ces annonces sont bienvenues, si elles sont suivies d’effets, car en dépit des projections annonçant une irrésistible progression de la part de l’électricité dans la consommation d’énergie, celle-ci diminue ! Est-ce dû aux appels à la sobriété qui ont paru résumer en 2023 l’essentiel de la politique française de l’énergie, ou aux hésitations, voire la réticence, de certains de nos responsables inquiets des efforts à consentir ou prévenus contre l’électricité par les partisans d’autres formes d’énergie ? Si l’on veut diminuer les émissions de 55% en 2030 par rapport à 1990 il faudra bien que la consommation d’électricité décarbonée suive du même pas la progression de sa production. C’est un fait notable que la consommation d’électricité avait également stagné aux Etats-Unis, mais elle vient de repartir à la hausse sous l’impulsion de la croissance du photovoltaïque et des centres de données. L’intelligence artificielle est un consommateur vorace !

L’électrification est nécessaire, les pouvoirs politiques doivent la promouvoir, mais elle doit être rationnelle. Les flexibilités doivent progresser au même rythme que les consommations, les tarifs contribuer à piloter celles-ci, notamment pour les recharges automobiles, les systèmes de gestion active de l’énergie doivent être développés, la synergie entre la production d’origine solaire et les usages doit être programmée.

Les pompes à chaleur constituent le moyen le plus puissant de réduire à la fois la consommation d’énergie et les émissions de GES dans les bâtiments puisqu’elles permettent de produire 2 à 4 fois plus d’énergie sous forme de chaleur prise dans l’environnement que la dépense électrique pour faire fonctionner la machine. Bien entendu, il est souhaitable que le bâtiment soit convenablement isolé, sans pour autant se lancer dans les travaux systématiques et souvent excessifs vantés par les professionnels de la surenchère. Entre la rénovation des bâtiments et la décarbonation de l’énergie, l’Etat doit fixer un curseur réaliste, accepter les étapes et cesser de pénaliser l’électricité dans la réglementation et le DPE.

Félicitons nos deux ministres des mesures qu’ils ont annoncées pour soutenir l’industrie, créer une véritable filière française, orienter la commande publique, simplifier les normes, former les installateurs et mieux contrôler les installations. Ils n’ont pas noté en passant que le fluide frigorigène poussé par l’Europe était du propane dont le risque d’incendie pourrait compliquer les installations. Ils n’ont point évoqué non plus la pompe air-air qu’il faut pourtant aider car non seulement elle peut servir à rafraîchir le bâtiment en été, mais également à soulager la facture des logements chauffés à l’électricité. Je le fais à leur place.

Il n’y a pas de solution unique dans la lutte contre le changement climatique. Avançons pas à pas, soyons pragmatiques, apprenons de nos erreurs mais ne changeons pas les règles tous les quinze jours. Les indispensables outils de la transition, véhicules électriques, pompes à chaleur, nécessitent d’être apprivoisés. Nous devons tous apprendre à les utiliser.

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