L’inauguration tant attendue du parc de Saint-Brieuc marque officiellement la fin d’un projet complexe, qui aura fait couler beaucoup d’encre. Mais elle met également en lumière un semblant de désintérêt de la part de l’État. De quoi inquiéter une filière en plein questionnement. 

Si depuis mai, les 62 turbines du parc éolien de Saint-Brieuc tournent avec vigueur pour alimenter une bonne partie de la Bretagne, leur inauguration n’avait toujours pas eu lieu. C’est désormais chose faite ! Pendant deux jours, les festivités ont donc marqué la fin d’un projet à la fois long et périlleux. L’appel d’offres, remporté en 2011 par Iberdrola, aura fait l’objet de nombreuses critiques de la part des riverains, des pêcheurs et même des associations écologistes. Au total, il aura donc fallu 12 ans pour que ce parc voie le jour et commence à produire ses premiers kilowattheures.

Désormais, la ferme éolienne devrait produire l’équivalent de 9 % de la consommation électrique de la Bretagne, soit 1 820 gigawattheures (GWh) par an. Cette production sera rendue possible par ses 496 mégawatts (MW) de puissance installée, répartie sur 62 éoliennes occupant un périmètre de 75 km².

Une filière qui s’inquiète pour l’avenir

Les bonnes nouvelles s’enchaînent dans le secteur de l’éolien offshore. Cette inauguration fait, en effet, suite à celle du parc de Fécamp il y a quelques mois, et précède de quelques semaines, à priori, l’inauguration du projet Provence Grand Large, premier parc éolien flottant de France. Pourtant, malgré ces nouvelles, la filière de l’éolien en mer s’inquiète d’un manque flagrant de visibilité. Malgré des objectifs globaux de 18 GW d’éolien offshore d’ici 2035 et 45 GW d’ici 2050, l’État n’a toujours pas proposé de ligne de conduite pour y parvenir.

En outre, cette nouvelle inauguration a été marquée par l’absence du président de la République et du Premier Ministre. Celui-ci s’était d’ailleurs montré particulièrement critique vis-à-vis du projet dans une interview en 2021. Il avait alors qualifié le projet d’échec. Ce n’est pas la première fois que le président de la République fait faux-bond pour un tel évènement, puisqu’il avait également manqué l’inauguration du parc de Fécamp.

Simple coïncidence ou véritable stratégie politique ? Difficile à dire. Néanmoins, l’État semble se concentrer sur le développement du nucléaire, au possible détriment des énergies renouvelables. Malgré cette période troublée, la situation devrait s’améliorer avec la nomination prochaine d’un nouveau gouvernement, et la publication, le 26 septembre, d’une carte « des zones propices à l’éolien en mer » à l’horizon 2035 et 2050.

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Le futur plus grand parc éolien flottant de Méditerranée n’aura pas de sous-station en surface. Renexia, son développeur, a trouvé un accord avec Anker Solution pour la conception de sous-stations novatrices reposant au fond de la mer. 

Les nouvelles s’enchaînent au large de la Sicile. Après avoir annoncé le choix de son turbinier, Renexia vient d’annoncer un accord avec le norvégien Aker Solutions pour la conception des sous-stations du parc. Celles-ci auront la particularité d’être sous-marines, et donc d’être installées à une profondeur comprise entre 520 mètres et 660 mètres sous le niveau de la mer.

Si l’on en croit les informations qu’avait dévoilées Aker Solutions pour un précédent projet, cette solution technique permettrait de réaliser des économies importantes par rapport à une sous-station traditionnelle, de l’ordre de 10 %. Cela s’explique notamment par l’absence d’opération de maintenance majeure durant les 25 années de service de la sous-station. De plus, ce type de sous-station autorise un branchement en pieuvre, ce qui permet de limiter la quantité de câbles nécessaires. Enfin, l’impact environnemental et visuel serait jugé plus faible.

Aker Solutions peut d’ores et déjà attaquer les études de conception grâce aux récents relevés océanographiques qui ont été réalisés pour l’occasion. Selon les premières informations communiquées, aucune trace de site historique ou archéologique n’a été relevé sur le futur emplacement des sous-stations.

Le projet Med Wind Floating Farm s’accélère

Officiellement lancé en 2020, le développement du projet Med Wind Floating accélère fortement. Déjà, il y a quelques semaines, on apprenait que Renexia, porteur du projet, avait choisi le chinois MingYang pour la fourniture des turbines. Pour justifier ce choix, Renexia a mis en avant la puissance proposée par MingYang de 18,8 MW. Cette puissance élevée devrait permettre de limiter le nombre de turbines utilisées sur le parc. Si au départ, le parc devait en compter 190, ce chiffre est désormais passé à 148.

À sa mise en service, le parc devrait produire environ 9 TWh d’électricité par an, grâce à ces 2,8 GW de puissance installée.

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Il n’y a toujours pas de terrain d’entente entre l’Union européenne (UE) et la France, concernant la stratégie de décarbonation du mix énergétique. Tandis que la France veut faire valoir sa stratégie de décarbonation incluant le nucléaire, l’UE, elle, ne jure que pas les énergies renouvelables, créant des tensions entre les deux. 

À l’occasion de la présentation d’un rapport annuel sur le déploiement des énergies renouvelables en Europe, la commissaire européenne à l’énergie, Kadri Simson, a une nouvelle fois rappelé que la France n’avait pas encore rempli ses objectifs pour espérer atteindre les 42,5 % d’énergies renouvelables dans son mix énergétique d’ici 2030. Et pour cause, la France, qui s’était fixée, en 2009, un objectif de 23 % d’énergies renouvelables d’ici à 2020 ne l’a toujours pas etteint 4 ans après.

À l’inverse, Kadri Simson a mis en avant plusieurs pays faisant figure de bons élèves dans la transition énergétique, comme la Suède (66 % d’énergies renouvelables dans le mix énergétique), la Finlande (47,9 %) ou encore la Lettonie (43,3 %). « Certains membres dont la France n’ont pas encore rempli les objectifs. La Commission continue de dialoguer avec les autorités françaises afin de combler ce retard et que la France respecte ses engagements » a déclaré la commissaire.

Au coeur du débat, la différence entre énergie renouvelable et énergie décarbonée

Cette querelle entre l’Union européenne et la France n’est pas nouvelle, l’UE a rappelé plusieurs fois à la France qu’elle était tenue de respecter ses engagements en matière d’énergies renouvelables. Mais voilà : la France a changé son fusil d’épaule depuis 2009, et vise la décarbonation grâce au nucléaire, plutôt que le recours exclusif aux énergies renouvelables. D’ailleurs, c’est ce moyen de production d’énergie qui permet à l’hexagone d’avoir l’un des plus faibles impacts carbone de l’Europe.

Pour témoigner de ses ambitions, la France a remis à Bruxelles, en juillet derrière, son plan national intégré énergie-climat (PNIEC), dans lequel elle dévoile sa stratégie pour atteindre ses objectifs à l’horizon 2030. Dans ces 300 pages, la France explique viser une réduction de 30 % de sa consommation énergétique finale, et précise vouloir atteindre 58 % d’énergie décarbonée en 2030, et 71 % en 2035. Malgré ces arguments, l’Europe reste insensible, et continue de prôner le déploiement des énergies renouvelables sans tenir compte des autres moyens de décarbonation. Un surprenant aveuglement, d’autant que le taux de déploiement d’énergies renouvelables n’est pas nécessairement corrélé à un faible niveau d’émission de CO2. L’Allemagne en est un exemple : avec 59 % de production électrique renouvelable en 2023, son intensité carbone s’est élevée à 400 g eq.CO2/kWh. À l’inverse, la France, avec un taux de production d’origine renouvelables de 28 %, revendiquait 58 g eq.CO2/kWh.

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Si on connaît l’emplacement des six premiers EPR2, les paris sont ouverts pour l’emplacement des huit suivants. En Nouvelle-Aquitaine, les acteurs locaux militent pour que la centrale du Blayais fasse partie des heureux élus. Verdict en 2026.

Du côté de la Gironde, nombreux sont ceux qui militent pour que la centrale nucléaire du Blayais accueille des EPR2. Et pour cause, si la centrale actuelle, construite en 1981, est jugée vieillissante, elle produit presque 65 % des besoins électriques de la région Nouvelle-Aquitaine grâce à ses 4 réacteurs de 910 mégawatts électriques (MWe). Dernièrement, c’est le président socialiste de la région qui a annoncé son soutien au projet, en mettant en avant « la mobilisation exceptionnelle des acteurs régionaux sur le sujet ». Preuve de cet enthousiasme politique, un dispositif de formation a été mis en place, allant du CAP à l’enseignement supérieur. Ce n’est pas tout, le site du Blayais possède de nombreux atouts, à savoir une très faible densité de population autour de la centrale, une grande disponibilité foncière, une source d’eau froide fiable et, évidemment, un réseau de distribution d’électricité adapté.

Malgré cette forte mobilisation, rien n’est joué pour la Nouvelle-Aquitaine, car les candidats sont nombreux pour recevoir les réacteurs de nouvelle génération, à l’image de la centrale de Golfech.

Une candidature entachée par un amendement écologiste

La possibilité de voir de nouveaux réacteurs à la centrale de Blayais a failli ne rester qu’une utopie. Début 2023, un amendement a été adopté, rendant impossible l’installation d’un réacteur nucléaire « dans une zone inondable ou ayant subi des inondations ou des submersions marines ». À l’origine de cet amendement, la sénatrice écologiste de la Gironde Monique de Marco expliquait que le département de la Gironde avait « frôlé la catastrophe » en 1999, lors du passage de la tempête Martin. Celle-ci avait, en effet, entraîné l’inondation d’une partie de la centrale et la coupure d’urgence des trois réacteurs alors en service, pour différentes raisons. L’événement avait alors été classé comme un incident de niveau 2 sur l’échelle INES. Depuis cet événement, les digues ont été renforcées et rehaussées tandis que les sous-sols ont été rendus étanches.

Finalement, l’amendement n’aura pas tenu longtemps. Deux mois après le vote, l’amendement est finalement supprimé du projet de loi. Face aux arguments de la sénatrice écologiste, les députés de la majorité et du RN ont, en effet, indiqué qu’il était plus judicieux de « laisser à l’Autorité de Sûreté Nucléaire la responsabilité de fixer des normes particulières en fonction des sites ».

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Dans les Vosges, on croit à la décarbonation des établissements publics grâce au déploiement de réseaux de chaleur alimentés grâce à la biomasse. Plus qu’une simple tendance, les réseaux de chaleur multiplient, en effet, les avantages quand ils sont couplés à des moyens de production renouvelables. 

Porte d’entrée du massif des Ballons des Vosges, la ville d’Épinal pourrait être une de ces villes du centre de la France, dont les ruelles témoignent d’un glorieux passé industriel, mais aussi d’un avenir en pointillés pour cause d’exode rural. Pourtant, il y règne une atmosphère singulière. Si les grands producteurs textiles ont disparu, la ville a trouvé son salut grâce à une nouvelle identité : celle de capitale du bois. Outre des laboratoires de recherche, une école d’ingénieurs ou encore des évènements comme les défis du bois, cette nouvelle identité se traduit par un réseau de chaleur de 32 km principalement alimenté par trois chaufferies bois-énergies, atteignant ainsi 85 % d’énergies renouvelables.

Cet engouement est d’ailleurs contagieux, puisque dans un rayon de trente kilomètres autour du chef-lieu des Vosges, on retrouve trois projets de réseaux de chaleur bas-carbone. Le plus récent d’entre eux, situé à Mirecourt, alimentera une trentaine d’abonnés. Hôpitaux, lycées, collèges, gymnases et même un bailleur social partageront une chaleur produite par une chaudière biomasse associée à une unité de méthanisation, le tout distribué par une dizaine de kilomètres de réseaux. Du côté de Remiremont, plus au sud, c’est un réseau de 9 km, également alimenté par une chaudière biomasse, qui devrait permettre le chauffage d’une soixantaine de bâtiments. Enfin, à Thaon-les-Vosges, une chaufferie bois flambant neuve devrait produire pas moins de 10 GWh d’énergie par an, destinés à alimenter 49 sous-stations. Si une chaudière de secours à énergie fossile sera intégrée au réseau, le réseau sera décarboné à 95 %.

La biomasse, solution idéale pour décarboner les bâtiments publics ?

Même de taille modeste, les réseaux de chaleur urbains constituent une solution intéressante pour permettre la décarbonation énergétique des bâtiments publics, et même des immeubles de logements. En effet, la mutualisation des équipements de chauffage et de production d’eau chaude permet de limiter les émissions grâce à une plus grande efficacité énergétique. Cette efficacité favorise également une meilleure gestion des matières premières.

Enfin, si les réseaux de chaleur demandent des investissements financiers très importants, ils permettent généralement un coût de l’énergie plus faible grâce à une efficacité accrue, et une moins grande vulnérabilité aux variations de prix des matières premières.

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EDF va-t-il être pénalisé par une nouvelle taxe XXL ? Alors que l’énergéticien français sort à peine la tête de l’eau, le gouvernement sortant envisageait de taxer les producteurs d’électricité en France à hauteur de 3 milliards d’euros.  

Ce n’est un secret pour personne, les finances publiques françaises sont pour le moins inquiétantes, et la situation ne semble pas prête de s’arranger. Déjà, en 2023, le déficit public s’était révélé plus important que prévu. Selon un récent courrier des ministres, il semblerait que la France soit de nouveau dans la même situation. Alors que le déficit public était annoncé à 5,1 %, Bercy l’estime désormais à 5,6 %. Pire encore, si l’État ne parvient pas à faire 60 milliards d’euros d’économie, en 2025, il pourrait grimper à 6,2 % au lieu des 4,1 % initialement annoncés.

Face à cette situation, depuis le printemps, les équipes du ministère de l’Économie cherchent désespérément des moyens de générer des financements, et ainsi combler ces immenses déficits. Parmi les axes de réflexion : une nouvelle taxe sur l’énergie aurait été envisagée. Étant donné que la taxe sur les superprofits ne rapporte plus suite à la baisse des prix de l’électricité, le gouvernement aurait imaginé une taxe sur la production d’énergie en France, qui concernerait les centrales de plus de 260 MW. Avec un tel intitulé, difficile de ne pas comprendre qu’EDF est la principale cible de ce potentiel nouveau mécanisme financier, qui pourrait rapporter environ 3 milliards d’euros à l’État.

Un impact direct sur les capacités d’investissements ou sur le prix de l’électricité ?

Il est vrai qu’au premier semestre 2024, EDF a affiché une forme olympique, enregistrant un bénéfice net de 7 milliards d’euros pour un chiffre d’affaires de 60 milliards d’euros sur les six premiers mois. Pourtant, malgré cette belle remontée de l’énergéticien français, qui coïncide avec une hausse des exportations, la situation financière d’EDF reste compliquée.

EDF doit, en effet, faire face à une dette colossale de 54 milliards d’euros, ainsi qu’à de très gros investissements indispensables pour répondre aux enjeux de la transition énergétique. En novembre dernier, Luc Rémont, PDG d’EDF, a annoncé vouloir augmenter les investissements du groupe pour atteindre 25 milliards d’euros par an. Selon le PDG, ces investissements répondent aux besoins de maintenance du parc nucléaire, ainsi qu’à la construction des nouveaux réacteurs.

Compte tenu de cette situation, la « taxe EDF », comme l’appellent les équipes de l’énergéticien, risque de pénaliser les efforts du groupe pour redresser la barre et assurer la production électrique de demain. Cette taxe pourrait, soit, entacher les capacités d’investissements d’EDF, soit se répercuter sur le prix de l’électricité pour les français. Il reste maintenant à savoir si le nouveau gouvernement poursuivra cette voie, ou non.

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Après 4 ans de fonctionnement, le parc éolien WindFloat Atlantic, premier projet à flotteurs semi-submersibles, continue de surprendre grâce à une production plus importante que prévu. Le site portugais vient de dépasser les 300 GWh produits, mais son facteur de charge reste inférieur à la moyenne des éoliennes en mer européennes.

En juillet 2020, le consortium Windplus annonçait la mise en service de WindFloat Atlantic, au large de Viana do Castelo au Portugal. Il s’agit du premier parc éolien équipé de flotteurs semi-submersibles au monde, lancé dans un contexte difficile de pandémie mondiale. Quatre ans plus tard, malgré cet accouchement difficile, les résultats sont à la hauteur des attentes. Au cours de ces 4 années d’exploitations, les 3 turbines Vestas de 8,4 MW auront réalisé une production stable, quoi qu’en légère hausse, en témoignent les 78 GWh produits en 2022, et les 80 GWh produits en 2023, pour un total de 320 GWh.

Avec ces 320 GWh d’électricité produits en 4 ans, le parc affiche donc un facteur de charge de 36,3 %. S’il est très loin du parc Hywind Scotland, qui affiche un facteur de charge record de 54 %, c’est mieux que le parc éolien de Saint-Nazaire, qui affiche un facteur de charge de 34,7 % pour sa première année complète d’exploitation. De manière plus globale, le parc WindFloat Atlantic est légèrement en dessous de la moyenne européenne des parcs éoliens en mer, affichée à 38 %.

Une analyse sous-marine confirme son faible impact sur la biodiversité

À l’occasion de ce quatrième anniversaire, des observations ont été réalisées afin de mesurer l’impact du parc sur son environnement direct. L’étude observationnelle a permis d’identifier plus de 270 espèces vivant à proximité du parc, sans effet négatif sur les mammifères marins ou les oiseaux. Grâce à ces observations, les chercheurs ont constaté que les structures flottantes ont joué le rôle de récif, favorisant ainsi le développement de la vie sous-marine.

Destiné à produire de l’électricité pour les 25 prochaines années, le parc devrait être le siège de nombreuses expérimentations, comme le récent test d’un robot d’inspection destiné à réduire les coûts de maintenance des parcs offshore.

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L’industrie française émet 31 % de CO2 de plus que l’industrie allemande. Voilà la conclusion que l’on pourrait tirer à la lecture des données récoltées en 2021 par l’organisme Eurostat. Face à ce constat un peu simpliste, un Think tank industriel a fait un travail d’analyse de ces données, montrant en réalité que les industries des deux pays sont très proches. Surtout, les chiffres obtenus montrent à quel point la route vers la décarbonation reste longue.

Lorsque l’on consulte les données recueillies par Eurostat concernant les émissions de CO2 des secteurs industriels français et allemands, on constate que l’Allemagne émet nettement moins de CO2 que la France, lorsque ces émissions sont rapportées à la valeur créée en euros. L’industrie française émet 380 g CO2/€ de valeur ajoutée (VA) tandis que l’Allemagne émet 290 g CO2/€ de VA. Pourtant, derrière ces chiffres se cache une vérité plus complexe, récemment détaillée par le Think tank industriel français « La fabrique de l’industrie ». Celui-ci explique, en effet, que ces émissions ne correspondent qu’au scope 1 des industries françaises et allemandes, c’est-à-dire à leurs émissions directes. Toujours selon le Think tank, lorsque l’on compare le scope 2 de ces mêmes industries, on constate que la France est alors 4 fois moins émettrice de CO2. Le cumul des deux scopes donne ainsi des émissions très proches, de l’ordre de 371 g CO2/€ VA pour la France, contre 359 g CO2/€ VA pour l’Allemagne.

La difficile comparaison des émissions de CO2 entre deux pays

Pour aller plus loin, « La fabrique de l’industrie » a également mis en avant l’ensemble des limites et biais qui peuvent venir fausser ce type de comparaison. D’abord, la manière de comptabiliser les émissions de CO2 n’a pas encore été uniformisée entre les pays, ce qui peut entraîner des différences significatives. Pour prendre en compte l’ensemble des émissions de CO2 d’une industrie, il serait également nécessaire de prendre en compte les émissions de scope 3, mais là encore, il n’existe pas de stratégie de mesure commune qui permettrait de faire des comparaisons fiables. Outre les différences de mesures, les industries françaises et allemandes ont chacune leurs spécificités, ce qui génère des biais de composition sectorielle. Par exemple, il y a une plus grande concentration de valeur ajoutée dans l’industrie française dans les segments les plus émissifs comme la métallurgie. Ces segments plus émissifs représentent 21 % de l’industrie française, contre 15,5 % de l’industrie allemande.

Enfin, on peut également noter un biais de gamme : en moyenne, l’industrie allemande crée plus de valeur économique par unité de production, ce qui a tendance à faire baisser artificiellement la quantité d’émissions de CO2 par unité de production. Cette différence est particulièrement visible dans l’industrie automobile : les voitures allemandes coûtent, en moyenne, plus cher que les voitures françaises.

L’électrification, clé de voûte de la décarbonation industrielle

Derrière ces chiffres se cachent des différences clés entre les deux pays. L’Allemagne affiche, par exemple, une longueur d’avance sur les carburants alternatifs, ou encore sur l’économie circulaire. À l’inverse, le nucléaire reste un très net avantage pour la France, qui bénéficie d’un mix électrique bien plus vertueux que son voisin. Si cette production nucléaire permet de faire baisser les émissions de scope 2 de la France, elle devrait également constituer un avantage pour les années à venir, car l’industrie européenne dans son ensemble est amenée à s’électrifier de plus en plus. D’ailleurs, les deux pays se sont déjà engagés dans cette voie. Pour soutenir leur décarbonation, la Commission Européenne a approuvé une aide de 2,2 milliards d’euros à l’Allemagne, et de 4 milliards d’euros à la France dans ce sens.

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Vingt ans après une première tentative, Orano repart à la conquête des États-Unis avec un objectif en tête : doper ses capacités d’enrichissement d’uranium grâce à la construction d’une usine flambant neuve dans le Tennessee. Entre cette annonce, et les 1,7 milliard d’euros investis à l’usine Georges Besse 2 du Tricastin, Orano affiche clairement ses ambitions internationales, et compte bien devenir un poids lourd mondial de l’enrichissement d’uranium.

En signant, il y a quelques mois, une loi destinée à mettre fin à la dépendance des États-Unis envers la Russie concernant l’uranium enrichi, Joe Biden a déclenché une course qu’Orano compte bien terminer en tête. Le groupe français Orano, ex-Areva, vient en effet d’annoncer son intention de construire une usine d’enrichissement à Oak Ridge, dans le Tennessee. Si le site d’implantation a été choisi, Orano travaille désormais avec ses clients afin de mettre en place des partenariats de longue durée. Selon Orano, la viabilité de ce projet ne pourra être assurée qu’à travers des engagements à long terme de la part des électriciens.

Outre la fin des importations d’uranium russe d’ici 2028, la loi signée par Joe Biden prévoit des subventions à hauteur de 2,7 milliards de dollars pour toute implantation d’usines d’enrichissement sur son sol. Si tout se passe comme prévu, Orano espère pouvoir débuter la production d’uranium enrichi au début des années 2030.

Du combustible pour les prochaines générations de réacteur

Ce n’est pas la première fois qu’Orano envisage de construire une usine sur le sol américain. En 2007 déjà, l’entreprise française s’était associée au japonais Mitsubishi pour construire une usine d’enrichissement de 2 milliards de dollars dans l’Idaho. Néanmoins, l’accident de Fukushima aura raison du projet qui sera finalement abandonné.

La nouvelle usine prévue par Orano devrait être tournée vers le futur. Outre une capacité à adapter son combustible aux taux d’enrichissement requis par ses clients, le groupe français devrait également y produire du combustible de type HALEU (High-Awway Low-Enriched). Celui-ci devrait permettre aux futurs réacteurs d’atteindre un meilleur rendement. C’est ce type de carburant qui sera utilisé dans les SMR.

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Décidément, l’actualité australienne est dense en matière d’énergie. Le pays vient, en effet, de signer un nouveau record concernant la part des énergies renouvelables dans son mix électrique. Malgré cette bonne nouvelle, le défi de la transition énergétique reste colossal au regard de l’isolement du plus grand pays d’Océanie.

Un nouveau record a été battu le matin du 9 septembre, en Australie. À 11h50, selon Geoff Eldridge, les énergies renouvelables ont compté pour 73 % du mix électrique de l’Australie, tandis que le charbon n’a représenté que 26,5 %. Il s’agit de la plus haute valeur instantanée enregistrée pour les énergies renouvelables, et la plus basse valeur enregistrée pour le charbon. Ces chiffres, obtenus à travers la plateforme de surveillance Open-NEM, témoignent du fort développement actuel des énergies renouvelables en Australie. En 2018, au lancement de la plateforme Open-NEM, la part minimale du charbon dans le mix électrique était supérieure à 62 %, tandis que la part maximale des énergies renouvelables ne dépassait pas les 25 %.

Ces chiffres s’expliquent donc par la hausse des capacités de production d’énergies renouvelables, mais également par un contexte favorable, puisque l’arrivée du printemps austral aidant, certaines régions de l’Australie sont balayées par de forts vents.

Neutralité carbone : l’immense défi de l’Australie

Si l’Australie est l’un des plus grands exportateurs de gaz et de charbon au monde, le pays n’en a pas moins entamé sa transition énergétique, et vise la neutralité carbone d’ici la moitié du siècle. Récemment, la signature du plan climat « Future Made in Australia Act » devrait permettre de mobiliser presque 14 milliards de dollars entre 2024 et 205 pour le développement du photovoltaïque, ou des carburants bas-carbone.

Néanmoins, la tâche s’annonce difficile, puisque l’Australie joue « sans filet ». Compte tenu de sa situation géographique, elle ne pourra compter sur des interconnexions avec ses voisins, comme c’est le cas en Europe. De ce fait, elle multiplie les projets de stockage d’électricité pour compenser l’intermittence des énergies renouvelables. Malgré cela, le régulateur australien de l’énergie a dernièrement indiqué que sans investissement supplémentaire dans le secteur, le pays s’exposerait à des pannes de courant dans les prochaines décennies. Si le pays compte bien arrêter ses 16 centrales à charbon dans les années à venir, ces fermetures pourraient prendre plusieurs années. La fermeture d’Eraring, plus grande centrale à charbon du pays avec ses 2 880 MW de puissance installée, a d’ailleurs pris du retard. Initialement prévue pour 2025, sa fermeture devrait finalement avoir lieu en 2027.

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L’énergie de la houle n’a toujours pas été domptée, mais continue de susciter des espoirs d’une production électrique décarbonée et plus discrète que l’éolien. Si les projets se multiplient sans montrer de réelles perspectives commerciale, l’un d’entre eux pourrait se démarquer, et vient de recevoir une grosse enveloppe de la part de l’Union européenne. 

Parmi les acteurs du secteur de l’énergie houlomotrice, l’entreprise AW Energy tient les premiers rôles grâce à son prototype WaveRoller. En février dernier, déjà, on vous parlait de son projet de fermes houlomotrices namibiennes destinées à accompagner le développement de la production d’hydrogène vert. Cette fois, l’entreprise vient de s’illustrer bien plus près de chez nous, par l’intermédiaire du projet ONDEP. Celui-ci vient de recevoir une enveloppe conséquente de 19 millions d’euros de la part d’Horizon Europe, un programme visant à financer de la recherche et de l’innovation à l’échelle européenne.

Le projet en question est issu de la collaboration de 14 partenaires européens, et vise à implanter 4 convertisseurs WaveRoller sur le littoral de la ville portugaise de Peniche, un spot de surf mondialement réputé. La puissance de cette ferme houlomotrice pilote devrait atteindre 2 MW.

Objectif : 83 MW de fermes houlomotrices d’ici 2030

Dans les détails, le projet, qui devrait démarrer dès le mois d’octobre, repose sur la conception, la fabrication, le déploiement et enfin l’exploitation d’une ferme houlomotrice pilote de 2 MW. Cette ferme doit permettre aux acteurs du projet de prendre la mesure des défis techniques associés au déploiement de fermes houlomotrices de grande échelle, dont la puissance pourrait dépasser le gigawatt. Les équipes du projet ont cinq ans et demi pour surmonter ces défis. À l’issue du programme, il est prévu que la ferme houlomotrice reste sur site et continue de produire de l’électricité pour huit années supplémentaires.

À travers l’expérience acquise avec ce projet, les différents partenaires espèrent débloquer le potentiel de 11 autres fermes houlomotrices réparties dans 8 pays d’ici 2030, pour une puissance totale de 83 MW. L’étape suivante consistera à démontrer, d’ici 2035, que le coût actualisé de l’énergie (LCOE, ou Levelized Cost of Energy) issu de ce type d’installation peut descendre sous la barre des 100 €/MWh. Néanmoins, il y a des risques que cela ne soit pas suffisant pour concurrencer d’autres énergies renouvelables comme le solaire. Celui-ci a, par exemple, pris une très grande longueur d’avance. Récemment, un rapport de la société DNV annonçait un LCOE actuel moyen du photovoltaïque aux alentours de 41 $/MWh, et prévoyait une baisse de ce LCOE jusqu’aux alentours de 20 $/MWh.

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On savait le projet de nouveau barrage du Rhône sur la sellette, mais pas pour les bonnes raisons ! Si l’impact environnemental du projet Rhonergia était vivement critiqué, c’est finalement sa proximité avec la centrale nucléaire de Bugey qui a finalement scellé son abandon.

Il n’y aura finalement pas de barrage entre Saint-Romaine-de-Jalionas et Loyettes, à la frontière de l’Isère et de l’Ain. Le projet Rhonergia, dont l’avant-projet sommaire avait été soumis aux services de l’État en avril 2024, vient en effet d’être abandonné. Ce barrage devait pourtant permettre la production de près de 140 GWh d’électricité verte par an, moyennant une usine de production de 37 MW et retenue de 20 millions de mètres cubes.

Ce projet, dont la genèse remonte aux années 1930, faisait l’objet de vives contestations de la part de mouvements écologistes. C’est d’ailleurs pour cette raison qu’il avait été abandonné une première fois dans les années 80. La principale raison de ces oppositions résidait dans le fait que le barrage était censé voir le jour sur le dernier tronçon sauvage du Rhône. Si Olivier Le Berre, directeur du programme, se voulait rassurant en évoquant un projet compact et des mesures de protection de la biodiversité, comme une rivière artificielle dédiée aux poissons, les opposants craignaient surtout une atteinte irréversible de l’environnement local. Contre toute attente, ce n’est pourtant pas ce conflit qui aura eu raison du projet, mais un autre facteur : sa proximité avec la centrale nucléaire du Bugey.

Priorité aux EPR2 de la centrale du Bugey

La Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) a ainsi évoqué que « des risques techniques sur le projet de l’EPR2 de Bugey, qui auraient pu conduire à une augmentation des coûts et un retard de calendrier pour ce projet, et des enjeux potentiels sur la sûreté de l’exploitation de la centrale nucléaire de production électrique restante ». En d’autres termes, l’État a préféré prioriser le projet des deux futurs EPR2 dont la mise en service est prévue pour 2042. Et pour cause, face aux 3 340 MWe des deux futurs réacteurs, les 37 MW du barrage ne font pas le poids. D’ailleurs, si tout se passe comme prévu, les deux futurs réacteurs pourraient flirter avec une production annuelle deux fois supérieure à l’ensemble des 19 barrages présents sur le Rhône français. Selon la Compagnie Nationale du Rhône, ces barrages produisent annuellement environ 14 TWh.

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La nomination de Michel Barnier comme Premier Ministre va-t-elle mettre un coup d’arrêt aux projets éoliens en cours ? La question pourrait se poser. Le Républicain de 73 ans, convaincu par l’importance du nucléaire et du solaire, semble, en revanche, plus réticent au développement massif de l’éolien.

Enfin ! C’est ce que les français ont dû se dire en apprenant qu’Emmanuel Macron avait choisi son Premier Ministre, après presque deux mois d’hésitation. En choisissant Michel Barnier, Emmanuel Macron marque « la fin du nouveau monde » et le retour de figures historiques du paysage politique français. Membre des Républicains, Michel Barnier est entré en politique en 1973. Depuis, il a occupé les postes de député, commissaire européen et même négociateur en chef pour l’Union européenne sur le sujet du Brexit. Il a également occupé le poste de ministre de l’Environnement en 1993. Défendant l’idée d’une « croissance qualitative », il s’est distingué par la création de la Commission nationale du débat public (CNDP), aujourd’hui largement sollicitée lors de grands projets d’infrastructure. Il a aussi instauré le principe de précaution ainsi qu’un système de fiscalité écologique.

Malgré ces positions, relativement en avance pour l’époque, certains lui reprochent aujourd’hui un certain attentisme sur la question environnementale, en particulier face à l’urgence des enjeux climatiques.

Priorité au nucléaire pour relever le défi climatique

Pas particulièrement bavard sur le sujet, Michel Barnier a tout de même plusieurs fois rappelé son avis au sujet du nucléaire, notamment lors de la Primaire des Républicains de 2021. Favorable à la relance du secteur du nucléaire avec la construction de nouveaux réacteurs, il avait déclaré : « Il faut être clair et dire la vérité aux Français, nous ne relèverons pas le défi climatique sans le nucléaire. C’est une chance que nous ayons cette souveraineté nationale. Il est fondamental de la préserver ». Au-delà de cette volonté de construire de nouveaux réacteurs, Michel Barnier s’était également déclaré favorable à la relance du projet de réacteur de quatrième génération ASTRID. Pour finir, il avait affirmé vouloir maintenir les réacteurs nucléaires actuels le plus longtemps possible.

Énergies renouvelables : oui, mais

Selon Michel Barnier, la transition énergétique passera donc par le nucléaire, mais également la biomasse, l’efficacité énergétique et surtout l’énergie solaire. Il tient d’ailleurs cette position depuis plus de 25 ans, ayant participé à la création de l’Institut national pour l’énergie solaire en 1998, un centre de recherche et de formation destiné à accélérer le développement du photovoltaïque.

En revanche, il s’est montré plutôt critique sur l’une des énergies renouvelables les plus utilisées actuellement : l’éolien. Sans être fondamentalement opposé à ce moyen de production, il a évoqué plusieurs fois son inquiétude concernant les potentiels dégâts sur la biodiversité, mais pas seulement. Il a aussi pointé l’impact des parcs éoliens offshore sur le paysage, évoquant notamment le futur parc de l’île d’Yeu, ou il aurait, sans surprise, pour habitude de se rendre en vacances. Enfin, avant même la construction du Parc de Saint-Brieuc, il avait qualifié le projet d’échec en pointant du doigt l’inefficacité du débat public et avait même déclaré dans une interview accordée à Ouest-France : « Nous avons besoin des énergies renouvelables, mais pas n’importe comment. Pas comme les éoliennes en baie de Saint-Brieuc qui n’ont pas de sens ». Michel Barnier prône, en effet, une planification et une concertation locale plus stricte qui permettrait de mieux prendre en compte les objectifs des populations locales.

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Ça ressemble bien à une amende ! La Commission de régulation de l’énergie (CRE), qui veut en finir avec le déploiement des compteurs Linky, a décidé de hausser le ton, et compte facturer des frais supplémentaires à tout client refusant de s’équiper de ce compteur connecté. Voilà une annonce qui devrait faire des étincelles.

La CRE a décidé de serrer la vis auprès des rares abonnés qui refusent toujours les compteurs Linky. Une mesure, actée en 2022, mais dont l’application devrait avoir lieu à partir de l’été prochain, prévoit en effet de facturer des frais supplémentaires à toute personne n’étant pas équipée du compteur communicant « par choix délibéré ». La CRE parle de « frais de relevés résiduels » engendrés par le relevé manuel des compteurs. Dans les détails, cette facturation, dont le montant n’a pas encore été dévoilé, inclurait :

• Le coût du passage d’un technicien,
• Les dépenses liées aux contrôles des anciens compteurs,
• Les frais liés aux relances réalisées auprès des clients pour la transmission des index de consommation.

Derrière ces frais se cachent surtout une volonté de la CRE d’achever définitivement le déploiement des compteurs Linky. Si 94 % des foyers français en sont désormais équipés, il reste tout de même 2 millions de foyers non équipés. Or, les impossibilités techniques empêchant l’installation d’un compteur sont rarissimes.

Plus de 37 millions de compteurs déjà installés en France

Depuis 2015, le déploiement des compteurs Linky est inscrit dans la loi relative à la « transition énergétique pour la croissance verte », et fait suite à des directives européennes sur la question. L’objectif initial d’Enedis était d’équiper l’ensemble des foyers français à l’horizon 2021.

Outre la possibilité de relever automatiquement les consommations des utilisateurs, le Linky a l’avantage de mesurer également les puissances et volumes d’électricité produits par un foyer. Cette fonctionnalité est indispensable pour le développement de centrales de production d’énergie renouvelable à domicile, quelles que soient leurs tailles. Il devrait également permettre d’améliorer les connaissances à propos des flux d’électricité sur les réseaux de distribution, ce qui permettra d’en optimiser le fonctionnement. Enfin, les compteurs Linky devraient faciliter l’intégration des énergies renouvelables dans le réseau électrique, et permettre une gestion plus flexible du réseau électrique. Des expérimentations ont déjà eu lieu dans ce sens, dans le Puy-de-Dôme par exemple.

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Le succès de la transition énergétique passera par le développement de moyens de production d’énergie renouvelable et le déploiement massif de systèmes de stockage d’électricité. Cet adage est encore plus vrai en Australie, puisque le pays ne peut compter sur des interconnexions pour stabiliser son vaste et fragile réseau. Pour répondre à ces contraintes, le développeur Akaysha Energy s’apprête à mettre en service l’une des plus grandes batteries stationnaires au monde, à une centaine de kilomètres au nord de Sydney. 

Une nouvelle batterie géante est sur le point d’être mise en service, en Nouvelle-Galles du Sud. D’une puissance de 850 MW pour une capacité de stockage de 1 680 MWh, cette BESS aura de quoi rivaliser avec celle de Moss Landing en Californie, l’actuelle plus grande batterie de stockage au monde. Appelé Waratah Super Battery, ce système de stockage est composé de 2 592 batteries de type LFP, et a été construit sur le site de l’ancienne centrale à charbon Munmorah Power Station. Celle-ci, d’une puissance de 1 400 MW, a été détruite en 2018.

Stabiliser le réseau, une priorité absolue en Australie

Cette nouvelle batterie, aux dimensions hors norme, témoigne de l’importance donnée au stockage de l’électricité et à la stabilisation du réseau dans le cadre de la transition énergétique. La situation géographique de l’Australie lui confère de solides avantages pour réussir cette transition avec d’immenses espaces propices notamment au développement de centrales solaires. Mais le pays étant quasiment un continent à lui tout seul, il a aussi des inconvénients majeurs : le réseau y est peu performant et les interconnexions avec d’autres pays quasi inexistantes, malgré des projets en cours.

Ainsi, le pays ne peut compter que sur lui-même pour développer des moyens de production d’énergie renouvelable sans déstabiliser le réseau. En Nouvelle-Galles du Sud, État où se trouve Sydney, la déconnexion des centrales à charbon se fait à mesure que des systèmes de stockage de l’énergie sont mis en place. La nouvelle batterie Waratah Super Battery est ainsi qualifiée de Shock Absorber (absorbeur de choc), et aura pour rôle de protéger le réseau d’aléas comme les incendies ou les orages. Le développeur du projet, Akaysha Energy, a d’ailleurs signé un contrat de « système de protection de l’intégrité du réseau » (SIPS) avec le gestionnaire de réseau local Transgrid.

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Du fait d’un prix qui chute en flèche, l’installation de panneaux solaire sur son balcon apparaît comme un bon plan de plus en plus intéressant pour économiser quelques euros sur sa facture d’électricité. Néanmoins, malgré une facilité d’installation déconcertante, la mise en place de ce type d’équipements doit répondre à certains règles, notamment pour assurer la sécurité de tous. 

L’autorité néerlandaise de normalisation (NEN) vient de communiquer une mise en garde au sujet de l’installation de systèmes photovoltaïques sur les balcons. Effet combiné de la hausse du coût de l’énergie, et de la baisse du tarif des panneaux solaires, les petites installations solaires gagnent rapidement en popularité, en particulier en Allemagne. Qu’il s’agisse d’installations réalisées sur-mesure par des bricoleurs avertis, ou de modèles plug-and-play disponibles dans le commerce, les installations fleurissent sur les balcons des immeubles. Néanmoins, l’augmentation du nombre d’installations de ce type pourrait engendrer des accidents, du fait d’une mauvaise connaissance des risques associés à l’installation de ces équipements sur un balcon ou une terrasse. Dans cette situation la NEN a donc rappelé les règles à respecter, en particulier en matière de fixation de ces panneaux

Ces panneaux sont souvent lestés pour garantir leur stabilité. Mais le poids de ce lest est défini par un ensemble de contraintes parfois négligées. Il doit, en effet, garantir une bonne résistance au vent des panneaux, et dépendra de l’orientation et de la force du vent. Cependant, il faudra veiller à ne pas dépasser les contraintes de charge du balcon en question. Ce n’est pas tout. Lorsque le lest est constitué de bacs d’eau, ces derniers peuvent se vider petit à petit à cause de l’évaporation, il convient donc d’en vérifier le niveau de manière régulière.

Le NEN insiste également sur l’importance d’avoir un circuit dédié pour injecter du courant sur le réseau. En cas de système plug-and-play, il est possible de le brancher à une simple prise de courant. Néanmoins, il est fortement conseillé de ne pas ajouter de gros consommateurs sur le même circuit. Surtout, le NEN rappelle que les multiprises pour raccorder ce type d’installations sont à bannir.

De nombreuses règles à respecter

De manière plus générale, si l’installation de ce type de mini centrale solaire pourrait être considérée comme un vrai jeu d’enfant pour les bricoleurs, cette facilité de mise en place ne doit pas faire perdre de vue les nombreuses dispositions réglementaires associées à leur installation. Outre les précautions techniques à respecter, tant du point de vue de la stabilité que du branchement électrique, de nombreuses règles sont à respecter avant de pouvoir procéder à l’installation.

Tout d’abord, il est indispensable de consulter le règlement de copropriété qui régit l’ensemble des règles liées à l’utilisation des balcons. Dans certains immeubles, il est, en effet, impossible d’installer des dispositifs visibles sur les balcons. Ensuite, toute modification de l’aspect extérieur de l’immeuble doit être approuvée par l’assemblée générale des copropriétaires.

Au-delà des règles propres à l’immeuble en question, il faudra vérifier que ce type d’installation est autorisé dans le Plan Local d’Urbanisme (PLU) de la commune. Enfin, les panneaux étant situés à une hauteur supérieure à 1,80 mètres, une déclaration préalable de travaux est nécessaire.

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Si Singapour développe notamment des solutions photovoltaïques flottantes pour verdir son mix électrique, la cité-État manque cruellement de place pour réussir sa transition énergétique. Pour cette raison, le milliardaire Mike Cannon-Brookes a eu l’idée de lancer la plus grande liaison HVDC, associée à la future plus grande centrale solaire au monde. Le projet vient de franchir une nouvelle étape. 

Le gouvernement fédéral des territoires du nord, en Australie, vient peut-être, indirectement, de lancer le démarrage d’un des plus grands projets d’énergie renouvelable au monde. Celui-ci vient de donner son aval pour la construction d’une interconnexion entre l’Australie et.. Singapour ! Appelée Australia-Asia Power Link (AAPowerLink), et d’une longueur de 4300 kilomètres, cette interconnexion devrait permettre d’alimenter Singapour depuis la future plus grande centrale solaire au monde, qui sera située à Powell Creek, dans la région de Barkly. Si le projet aboutit, cette centrale pourrait fournir environ 4 GW d’électricité verte à la région australienne de Darwin, ainsi que 1,75 GW d’électricité verte à Singapour au début des années 2030. Pour la cité-État, cela représenterait environ 15% de ses besoins en électricité.

Le projet de tous les records

Avec ce projet titanesque, le développeur SunCable fait étalage de toute son ambition, en voulant construire la liaison HVDC la plus longue du monde, la plus grande centrale photovoltaïque au monde, mais également la plus grande batterie au monde ! D’ailleurs, le projet revient de loin. Au début de l’année 2023, on le croyait enterré, la faute à une mésentente entre les deux actionnaires principaux. Finalement, après une période trouble, le projet revient bien sur le devant de la scène. S’il voit le jour, le câble fera une longueur record de 4300 kilomètres, c’est 5 fois plus que l’actuel plus long câble du monde.

Projet de production – stockage – transmission d’électricité solaire / Image : Gouvernement de l’Australie

Mais ce n’est pas tout, la centrale photovoltaïque qui y sera associée devrait couvrir près de 12000 hectares dans les territoires du nord, pour une puissance évoquée de 20 GWc. À titre de comparaison, Horizeo, la plus grande centrale française en projet ne dépasse pas les 800 hectares pour 1 GWc de puissance. Enfin, au sujet des batteries, l’entreprise SunCable a annoncé de l’ordre de 36 à 52 GWh de capacité de stockage d’électricité.

Désormais, SunCable doit trouver des financements pour pouvoir démarrer les travaux. L’enveloppe totale du projet est estimée à 25 milliards de dollars.

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Et si on vous disait qu’estimer le potentiel photovoltaïque de son logement était désormais un vrai jeu d’enfant ? Grâce au tout nouveau site français potentielsolaire, vous n’avez qu’à connaître votre adresse pour obtenir une estimation de votre installation future installation. De quoi se faire une idée du seuil de rentabilité, et de la production annuelle possible.

Quand on envisage d’investir dans une installation photovoltaïque, il est parfois difficile de se faire un premier avis sur le potentiel de son logement. Et pour cause, de nombreux paramètres sont à prendre en compte : l’ensoleillement de la région, l’inclinaison de la toiture, son orientation ou encore la surface disponible. Il existe bien des sites comme le Photovoltaic geographical information system (PGVIS), qui permettent de réaliser des simulations de production d’électricité d’origine solaire. Néanmoins, ces sites de simulation sont complexes à prendre en main. C’est ce même constat qui a donné l’idée à Paul-Marie Dubois de créer le site potentielsolaire. Ce site, dicté par la simplicité d’utilisation, permet d’obtenir en seulement quelques clics une estimation chiffrée du potentiel solaire de sa toiture, prenant en compte les caractéristiques du bâtiment, mais également le montant de la facture d’électricité afin de calculer les économies réalisées et la durée de retour sur investissement.

Un outil plus facile à aborder que les cadastres solaires

Le site permet ainsi de réaliser des simulations semblables à ce que l’on peut obtenir avec un cadastre solaire, à la différence que le site potentielsolaire fonctionne sur toute la France. Les cadastres solaires, dont la facilité d’utilisation est inégale, sont disponibles à l’échelle départementale.

Pour utiliser le site pontielsolaire, rien de plus simple. Il suffit de renseigner son adresse, puis de lancer la simulation. Si le bâtiment sélectionné n’est pas le bon, il suffit de cliquer dessus depuis la carte satellite. Ensuite, le site décrit la qualité de l’ensoleillement, de l’orientation ainsi que de l’inclinaison. Une jauge permet de faire varier la puissance installée, et indique le prix indicatif de l’installation en comprenant le matériel, la main d’œuvre ainsi que les potentielles aides. L’énergie produite sur un an est également estimée. Enfin, une autre jauge permet d’indiquer le montant de sa facture d’électricité, permettant ainsi de calculer les économies potentielles sur la facture, de même que le seuil de rentabilité. Grâce à ces informations, il est plus facile d’appréhender la faisabilité d’une installation solaire, et de se projeter sur un potentiel investissement.

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Les panneaux photovoltaïques pourraient bien constituer le talon d’Achille de la sécurité énergétique de l’Europe, du fait de leur vulnérabilité aux cyberattaques. En cause : les convertisseurs de ces panneaux, souvent connectés à internet, mais mal dotés en matière de cybersécurité. Un hacker néerlandais, qui est parvenu à prendre le contrôle de millions de panneaux, sonne l’alerte.  

Un pirate informatique néerlandais est récemment parvenu à prendre le contrôle de 4 millions de centrales solaires photovoltaïques réparties dans 150 pays. Répondant au nom de Wietse Boonstra, ce « hacker éthique » n’en est pas à son premier fait d’armes puisqu’en 2021, il avait déjà repéré une faille dans le système de sécurité de l’entreprise informatique Kaseya. Cette faille, qui n’avait pas été corrigée à temps, avait fait l’objet d’une cyberattaque d’origine russe, entraînant la paralysie de plusieurs centaines d’entreprises dans le monde.

Mais cette fois, c’est à la sécurité des systèmes solaires que s’est attaqué Wietse Boonstra, et plus précisément à la sécurité informatique des convertisseurs. Il a notamment repéré une faille dans les logiciels internes d’Enphase. Au total, ce sont 6 vulnérabilités qui ont été découvertes. Si, lorsque le pirate a prévenu Enphase par l’intermédiaire de l’Institut néerlandais pour la divulgation de la vulnérabilité (DIVD), Enphase a réussi à corriger le problème en moins de 24 heures, la présence de telles fragilités dans les systèmes informatiques pose question.

Un problème de sécurité énergétique ?

Les convertisseurs, souvent connectés à internet, peuvent faire l’objet d’attaques de type DDOS, qui consistent à submerger un système de données pour le ralentir, voire le bloquer. Mais ce n’est pas tout. Un piratage conjoint de milliers, voire de millions de convertisseurs, pourrait entraîner une déstabilisation du réseau électrique global. Même si la tâche paraît difficile, allumer et éteindre de nombreuses fois d’affilée l’équivalent de plusieurs GW de moyens de production électrique pourrait avoir de lourdes conséquences sur le réseau. De la même manière, l’augmentation conjointe de la tension de sortie des convertisseurs pourrait également avoir un impact négatif sur les réseaux.

Face à cette situation, qui a été confirmée par plusieurs rapports dont le dernier a été publié en 2023, l’association industrielle SolarPower Europe a déclaré qu’il était indispensable que des règles plus solides en matière de cybersécurité soient mises en place. Actuellement, la gestion des panneaux photovoltaïques constitue un point faible du réseau énergétique européen. Elle pourrait devenir la cible de pays étrangers. D’ailleurs, de futures exigences plus élevées en matière de cybersécurité pourrait ouvrir une nouvelle porte pour la relance d’une filière photovoltaïque européenne, au détriment de la filière chinoise.

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Déjà très courantes dans certains pays comme l’Allemagne ou la Belgique, les batteries domestiques arrivent peu à peu sur le marché français. Entre type d’usage et fonctionnalités, nous faisons le point sur les types de logement les plus adaptés à ces équipements de plus en plus communs. 

Que l’on possède des panneaux photovoltaïques ou non, en maison comme en appartement, les batteries domestiques ont de nombreux avantages. Lorsqu’on possède des panneaux photovoltaïques, les batteries domestiques permettent d’utiliser une plus grande partie de leur production, et donc de réduire sa dépendance au réseau national. Même sans disposer de panneaux, elles apportent également une sécurité concernant l’approvisionnement en électricité et permettent d’éviter les risques de coupure.

En contrepartie, ces équipements représentent un investissement important. Il convient donc de bien avoir en tête les prérequis indispensables à l’achat de ce type de batterie. Dans ce dossier, nous faisons le tour de la question pour savoir quel type de logement est adapté pour recevoir une batterie domestique.

Batterie domestique et panneaux photovoltaïque, un combo de choc

Si les batteries domestiques peuvent être installées sans panneaux photovoltaïques, c’est bien avec une centrale de production d’électricité solaire qu’elles prennent tout leur sens. Elles permettent de stocker le surplus d’énergie produit lorsqu’il y a du soleil pour pouvoir le réutiliser à tout moment de la journée. Cette solution permet ainsi d’atteindre un niveau d’autoconsommation bien supérieur, et de réduire drastiquement sa dépendance au réseau électrique. Dans certains cas, la combinaison de panneaux photovoltaïques et de batteries permet même d’atteindre l’autonomie électrique totale.

Ainsi, idéalement, les batteries domestiques se destinent aux logements pouvant être équipés de panneaux photovoltaïques, c’est-à-dire les maisons individuelles. En fonction de la configuration du logement, il est alors possible de mettre en œuvre une centrale photovoltaïque au sol, ou sur la toiture. Dans certains cas de figure, il est également possible d’installer des panneaux photovoltaïques sur le balcon d’un appartement. Cette possibilité est cependant loin d’être systématique. D’abord, il faut que le balcon dispose d’une orientation adéquate, mais il faut également obtenir l’autorisation de la copropriété, même si les panneaux sont fixés de manière provisoire.

Même lorsqu’il n’est pas possible d’installer des panneaux photovoltaïques, la mise en place d’une batterie nomade pourra s’envisager, qu’on soit en appartement ou en maison individuelle. Dans ce cas, la batterie pourra être utilisée pour stocker de l’électricité en période d’heures creuses, pour qu’elle soit utilisée durant les heures pleines à moindre coût. La batterie domestique permet également de ne pas subir d’éventuelle coupure de courant, sauf cas exceptionnel. Néanmoins, actuellement, sans installation solaire, la rentabilité économique est impossible à atteindre avec ce type de configuration.

Modifier le tableau électrique nécessite l’accord du propriétaire

Outre le type de logement, c’est surtout son statut qui risque de gêner l’éventuelle mise en place d’une batterie domestique. En effet, ces installations nécessitent la modification du tableau électrique, en particulier lorsqu’elles sont associées à des panneaux solaires. Lorsqu’on est locataire, il faut alors impérativement obtenir un accord écrit de la part du propriétaire. Compte tenu des montants en jeu pour ce type d’installation, rares sont les propriétaires qui acceptent de participer à ce type d’investissement.

Le cas des batteries nomades ou prêtes-à-brancher

Tout comme il existe des panneaux solaires de type plug-and-play qui ne nécessitent qu’un simple branchement au niveau d’une prise de courant 230 V, certaines batteries nomades peuvent jouer le rôle de batteries domestiques, sans nécessiter de modification du tableau électrique. Affichant généralement une puissance inférieure à leurs homologues fixes, les batteries nomades peuvent tout de même servir d’alimentation de secours et réalimenter un logement via une prise de courant.

Grâce à cette simplicité d’utilisation, ces batteries se montrent idéales dans le cadre d’un usage ponctuel, en particulier pour les personnes louant leur logement. Si ce type de batterie est utilisé pour réalimenter le logement de manière provisoire lors d’une coupure de courant, il est impératif de bien couper le disjoncteur général du logement pour éviter d’envoyer du courant sur le réseau, au cas où des équipes d’EDF seraient en train d’intervenir.

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