Après la liquidation judiciaire de l’entreprise Sabella en début d’année, l’avenir de son hydrolienne restait incertain. L’installation qui alimente l’île d’Ouessant en énergie renouvelable sera finalement reprise par une entreprise britannique.

L’hydrolienne Sabella D10 est le premier équipement de ce type à avoir injecté du courant sur le réseau électrique français. Installée en 2015 dans le passage de Fromveur en Bretagne, à 55 mètres de profondeur, elle avait été sortie de l’eau en 2020 pour des travaux qui ont duré deux ans. Depuis 2022, elle a été remise à l’eau pour fournir à nouveau de l’énergie renouvelable à l’île d’Ouessant. L’an dernier, du 28 septembre au 2 octobre, l’hydrolienne avait même battu des records de production en raison des grandes marées. À cette occasion, elle avait couvert 25 % du mix électrique de l’île, avec un pic de puissance instantanée qui avait permis de couvrir la moitié des besoins de l’île.

Son concepteur en faillite, l’hydrolienne géante de l’île d’Ouessant a finalement trouvé un repreneur

Une petite entreprise britannique reprend l’exploitation

Mais fin 2023, l’entreprise Sabella a été placée en redressement judiciaire puis en liquidation judiciaire, en raison de difficultés financières. L’hydrolienne avait donc été mise en vente. Un groupe américain avait un temps été pressenti pour reprendre l’installation. Finalement, c’est une PME britannique qui a obtenu l’autorisation d’exploiter l’hydrolienne jusqu’en août 2028.

Déjà basée en France avec une filiale située à Rennes, l’entreprise britannique Inyanga Marine Energy montre ainsi sa volonté de se positionner sur les appels d’offres à venir en France dans le secteur de l’hydrolien. Cette reprise est une bonne nouvelle pour l’île d’Ouessant qui continuera à être alimentée en énergie renouvelable grâce à cette installation. Mais cela montre tout de même la fragilité du secteur hydrolien en France. Selon le président de Sabella, l’entreprise a souffert d’un manque de cadre réglementaire qui a compliqué son développement.

L’entreprise britannique a des ambitions internationales dans le secteur de l’énergie marémotrice. Elle a remporté un appel d’offres pour un projet de 10 MW au Pays de Galles et participe à la construction d’une ferme hydrolienne aux Philippines. En France, le projet Flowatt situé au large de la Normandie est toujours d’actualité pour devenir la ferme hydrolienne la plus puissante du monde. Porté par HydroQuest et l’énergéticien Qair, le projet devrait entrer en service à partir de 2026.

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Deux entreprises viennent de signer un accord stratégique pour recycler le verre photovoltaïque pour la fabrication de verre plat. Un partenariat vertueux sur le plan écologique puisqu’il fait baisser les émissions de carbone liées à la fabrication du verre.

Le secteur du recyclage pour le photovoltaïque est en plein essor. C’est l’Agence internationale de l’énergie (AIE) qui l’a relevé dans un récent rapport en notant que les entreprises qui se spécialisent dans le secteur du recyclage photovoltaïque augmentent au fil des ans.

Un partenariat concret pour l’utilisation du verre photovoltaïque recyclé

Parmi elles, la start-up française ROSI s’est déjà démarquée par la mise au point d’un procédé visant à récupérer et réutiliser le silicium nécessaire à la fabrication des panneaux solaires. Aujourd’hui, l’entreprise va plus loin avec la signature d’un nouveau partenariat avec le leader dans la fabrication de verre plat, AGC Glass Europe. Le verre plat est une famille de verres fabriqués sous forme de feuilles. Il sert principalement pour la fabrication de miroirs et de vitres. Ce nouveau contrat entre les deux entreprises a pour but de recycler le verre des modules photovoltaïques pour fabriquer du verre plat, à destination de la filière de la construction, de l’automobile, ou d’autres secteurs industriels.

Selon l’entreprise ROSI, alors qu’un panneau photovoltaïque est composé à 70 % de verre, le recyclage de ce verre permet de réduire de 25 % la consommation d’énergie liée à la production d’un nouveau verre. Ce recyclage permet aussi de faire baisser le bilan carbone du secteur de la production du verre et de diminuer l’impact environnemental des panneaux photovoltaïques en fin de vie. En effet, selon les deux entreprises, « l’utilisation d’une tonne de calcin de verre comme matériau secondaire dans la production de verre flotté permet d’économiser 0,7 tonne de CO₂ et 1,2 tonne de nouvelles matières premières ». Une innovation technique a été nécessaire pour permettre ce recyclage puisque la composition du verre photovoltaïque n’est pas exactement identique à celle des produits standards d’AGC Glass Europe. La start-up Rosi est soutenue par un investisseur japonais, Itochu, qui envisage d’introduire cette nouvelle technologie sur le marché japonais très prochainement.

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Une proposition de loi a été déposée au Sénat en septembre pour discuter de la possibilité de nationaliser TotalEnergies et Engie avec EDF, afin de créer un méga-service public de l’énergie. Voici le détail de cette proposition.

Depuis le 1ᵉʳ juillet 2007, les consommateurs sont libres de choisir leur fournisseur d’énergie. Ils ne sont donc plus tenus de souscrire un contrat d’électricité auprès d’EDF et un contrat de gaz auprès de GDF, comme c’était le cas auparavant. Désormais, le marché de l’énergie est ouvert à la concurrence, sous l’impulsion de l’Union européenne (UE). Mais des voix s’élèvent sur l’organisation du marché, notamment depuis la crise de l’énergie qui a provoqué la hausse des prix pour les ménages et les professionnels.

Un groupe Énergie de France pour nationaliser le gaz, l’électricité et le pétrole

Des sénateurs issus du groupe communiste proposent ainsi de créer un « service public de l’énergie Groupe Énergie de France (GEDF) en nationalisant TotalEnergies et Engie au côté d’EDF ». C’est le titre de la proposition de loi déposée au Sénat en septembre 2024. Ce Groupe Énergie de France serait composé de trois établissements publics industriels et commerciaux (EPIC) : Électricité de France service national, Gaz de France service national et Pétrole de France service national.

Selon l’article 3 de la proposition de loi, « le groupe Énergie de France assure le contrôle et le pilotage stratégiques, la cohérence économique, l’intégration industrielle et l’unité sociale du système énergétique national ». Cette nouvelle organisation implique donc de nationaliser la production, le transport, la distribution, l’importation et l’exportation d’électricité. Les centrales de production et de stockage d’électricité situées sur le territoire seraient ainsi la propriété de l’État ou des collectivités territoriales « pour les petits moyens de production décentralisés ». Il en irait de même pour le pétrole et le gaz, ce qui comprend la nationalisation des terminaux méthaniers situés en France.

À noter que le texte prévoit une exception en faveur des entreprises locales de distribution (ELD). Il s’agit d’entreprises qui assurent la distribution et la vente d’électricité et/ou de gaz sur un territoire défini, comme Gaz de Bordeaux, Électricité de Strasbourg (ES) ou Gaz et Électricité de Grenoble (GEG). Ces sociétés ne sont pas visées par la nationalisation.

Un unique tarif réglementé de vente pour tous les consommateurs

Selon le texte, la politique tarifaire de l’énergie serait définie par le Parlement tous les deux ans. Chaque année, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) ferait une proposition de tarifs, validée ensuite par le gouvernement, après avis du Parlement. Les offres de marché n’existeraient donc plus et les tarifs réglementés de vente (TRV) seraient les seuls applicables. Ils seraient calculés notamment en fonction des coûts de production.

L’idée est donc de maîtriser les prix, dans un contexte de sortie de crise de l’énergie qui a marqué les esprits avec la hausse de près de 40 % du prix de l’électricité en deux ans pour les ménages.

Concernant les taxes, le texte prévoit que « les impôts, taxes, droits et prélèvements de toute nature sont exclus de la base d’imposition de la taxe sur la valeur ajoutée pour la fourniture de produits énergétiques utilisés ou destinés à être utilisés comme carburant ». Alors qu’aujourd’hui, sur la facture d’énergie, la TVA s’applique sur les taxes (accise, taxe communale sur la consommation finale d’électricité, taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel et contribution tarifaire d’acheminement).

Quel avenir pour ce texte ?

Cette proposition de loi a-t-elle des chances d’être votée ? Pour l’instant, il n’est qu’en première lecture au Sénat. Il faudrait qu’il soit adopté par le Sénat puis par l’Assemblée nationale pour être ensuite promulgué. Toutefois, le texte risque d’être rejeté par les parlementaires.

En plus, s’il était adopté, il se heurterait à la réglementation de l’UE qui prévoit la libéralisation des marchés de l’énergie. La France ne semble d’ailleurs pas prendre le chemin de la sortie du marché européen de l’énergie, alors qu’elle a travaillé à la dernière réforme en la matière.

La politique française ne va pas non plus dans le sens d’un retour vers les TRV. En effet, en gaz naturel, les TRV ont disparu pour tous les consommateurs à l’été 2023. En électricité, ils ont disparu en 2021 pour les professionnels sauf pour les microentreprises. La proposition sénatoriale va donc à rebours des décisions politiques prises ces dernières années dans ce domaine. Mais elle a le mérite d’alimenter le débat sur la protection du consommateur en ce qui concerne les prix de l’énergie.

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Pour améliorer le maillage ferroviaire des territoires ruraux, la SNCF annonce le lancement d’un nouveau modèle de train. Appelé Draisy, ce mini-autorail à batteries devrait faire son apparition sur le réseau à partir de 2028.

Au printemps 2024, la Cour des comptes publiait son avis sur l’ouverture à la concurrence des transports express régionaux (TER), ces trains qui circulent dans les régions. L’organisme soulignait alors « une qualité de service à améliorer ».

Draisy, pour relier les territoires ruraux par le train

Le train est un moyen de transport écologique dont on ne peut se passer pour atteindre nos objectifs climatiques. Néanmoins, la SNCF, souvent critiquée par les voyageurs pour son offre onéreuse et peu fiable, doit relever le défi de la rentabilité et de la modernisation du réseau afin de répondre à la demande de ses clients. Dans les territoires ruraux, la tâche est ardue. Les petites lignes ont fermé progressivement, faute de rentabilité. Pourtant, l’absence de service public de transport contraint les habitants à dépendre fortement de leur voiture.

La SNCF tente donc de trouver un nouveau modèle de train. Alors que le train à hydrogène ne semble pas convaincre en raison de son coût élevé et sa logistique complexe, le groupe ferroviaire vient de dévoiler sa nouvelle rame électrique appelée Draisy, vanté comme « le train sur-mesure pour les plus petites lignes ». Soutenu par l’agence de transition écologique (ADEME) dans le cadre de France 2030, le projet vise à proposer, « une offre de mobilité adaptée aux zones rurales en redynamisant les lignes à faible potentiel de trafic voyageurs », selon la SNCF. Ce sont donc les lignes peu rentables, fermées au cours des années, qui sont l’objet du projet de train Draisy.

Un train 100 % électrique permettant d’accueillir 80 voyageurs

Avec ce « train des campagnes », l’objectif est bien d’offrir une alternative à la voiture dans les territoires ruraux. Il s’agit d’un train léger, de 20 tonnes « seulement » et long de 14 mètres pour 3 mètres de large, soit le tiers des modèles de trains classiques. Alimenté à 100 % par des batteries électriques, il peut accueillir 80 voyageurs, dont 30 places assises. Sa recharge est prévue directement en gare, grâce à un système de recharge rapide, dont les caractéristiques n’ont pas été précisées. Ce train sera connecté au réseau national, pour faciliter le transport des voyageurs. Le fabricant n’a pas non plus précisé la capacité exacte des batteries ni l’autonomie théorique de l’engin entre deux recharges.

Côté calendrier, des essais sur une plateforme roulante devraient avoir lieu l’an prochain, avant la circulation sur une ligne de démonstration, en Moselle, dès 2026. Enfin, la mise sur le marché est prévue pour 2027-2028. Draisy sera complémentaire à l’offre proposée par les TER ainsi que par le futur Train Léger innovant, (TELLI) qui desservira aussi les petites lignes.

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Le projet Ecocombust va-t-il tomber aux oubliettes ? C’est la question que se pose EDF qui envisage d’enterrer ce projet de reconversion à la biomasse d’une centrale thermique située à Cordemais. Ce serait la fin d’une saga qui dure depuis plusieurs années.

Afin de parvenir à ses objectifs climatiques et notamment à la neutralité carbone d’ici 2050, la France mise sur le nucléaire et les énergies renouvelables. Se pose alors la question de l’avenir des centrales thermiques. Il y a de ça plusieurs années, EDF avait imaginé l’avenir de ses centrales thermiques, dans la perspective de la fermeture annoncée des usines à charbon. Si certaines ont fermé, comme celle du Havre (Normandie), d’autres pourraient bénéficier d’une reconversion. C’est ainsi que le site de Cordemais (Loire-Atlantique) devait être reconverti en site de production de biomasse. C’est le projet Ecocombust.

Un premier coup d’arrêt en 2021

Le projet a déjà connu un premier coup d’arrêt en 2021, en raison du budget excessif nécessaire pour les travaux. En plus, partenaire du projet, Suez avait annoncé son retrait. Ecocombust avait néanmoins été relancé en 2022, face à la nécessité de renforcer la souveraineté énergétique du pays à la suite de l’invasion russe en Ukraine ayant tendu le marché de l’énergie. En 2023, l’État a donné son accord de principe pour la reconversion du site, dans le cadre d’un appel à manifestation d’intérêt (AMI). L’investissement nécessaire, estimé à 200 millions d’euros, devait permettre de préserver les 500 emplois du site. Mais un coup de tonnerre intervient en septembre 2024, avec la décision d’EDF d’arrêter net le projet.

Des conditions technico-économiques défavorables

L’énergéticien explique dans un communiqué de presse que « les conditions technico-économiques de réalisation du projet Ecocombust n’étant pas réunies, EDF envisage de ne pas poursuivre le projet ». EDF précise qu’après étude, il s’avère qu’il ne sera pas possible de « substituer complètement des pellets au charbon ». Mais alors, quel avenir pour la centrale de Cordemais ? EDF annonce envisager « d’arrêter la production électrique de la centrale thermique de Cordemais en 2027 ». Un coup dur pour les salariés qui pourront rester sur le site jusqu’en 2029 d’après EDF.

Le site ne sera pas laissé à l’abandon pour autant puisqu’une activité est tout de même prévue par EDF. Sa filiale Framatome devrait en effet créer à cet endroit une usine de préfabrication des tuyauteries du circuit secondaire principal pour les EPR2. L’usine emploierait environ 100 personnes lors de son entrée en service pour atteindre les 200 salariés lors de son pic d’activité.

L’avenir des centrales thermiques : entre reconversion et fermeture

Ailleurs en France, le site de Gardanne (Bouches-du-Rhône) a été converti à la biomasse dès 2018, mais des mouvements sociaux justifiés par des craintes quant à l’avenir de l’usine perturbent son fonctionnement. Selon la CGT, l’exploitant GazelEnergies ne souhaiterait en effet pas exploiter l’usine de biomasse au-delà de 10 ans.

Quant à l’usine de Saint-Avold (Moselle) qui a fermé puis redémarré en 2022 dans le contexte de la crise de l’énergie, elle devrait être définitivement arrêtée en fin d’année. Ceci prouve qu’il n’est pas si facile de se passer de charbon et que la reconversion des sites en usines de production électrique à partir de biomasse n’est pas simple.

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Le bassin industriel de Loire-Atlantique va être touché par une vague de licenciement prévue par GE Vernova, la société qui regroupe les activités énergétiques de General Electric. Ce sont 360 postes qui sont menacés sur les sites de Montoir-de-Bretagne et Nantes.

La filière de l’éolien en mer était pourtant dans une bonne phase avec plusieurs inaugurations de centrales. Après l’inauguration du parc de Fécamp, celle de Saint-Brieuc vient en effet d’avoir lieu avant celle du projet Provence Grand Large, d’ici quelques semaines à priori.

Pourtant, le secteur souffre de l’augmentation des coûts des matières premières et de difficultés d’approvisionnement. Dans ce contexte, GE Vernova a annoncé la suppression de 360 postes sur les sites de Nantes et Montoir-de-Bretagne. Cela représente 58 % des effectifs à Nantes (220 emplois) et un tiers pour Montoir-de-Bretagne (140 emplois). Le site de Montoir-de-Bretagne est à l’origine de la production des nacelles qui équipent les parcs éoliens de Saint-Nazaire et a travaillé également pour le parc de Dogger Bank (Royaume-Uni).

L’objectif de ce plan social est de rationaliser les opérations de l’entreprise au niveau mondial. Et la France n’est pas le seul pays touché par la mesure. En tout, l’entreprise a annoncé la suppression de 900 postes dans le monde, sur les 1 700 que compte la filière offshore.

L’industrie européenne de l’éolien en mer en difficulté

Le secteur subit plusieurs difficultés. En France, le manque de cadre réglementaire de la part de l’État empêche d’avoir une bonne visibilité sur le développement du secteur. À l’international, le prix des matériaux a augmenté. En outre, la chaîne d’approvisionnement est perturbée depuis la période post-Covid ainsi que du fait du conflit en Ukraine. L’arrivée, en Europe, des géants chinois de l’éolien en mer pourrait aussi perturber les acteurs locaux.

Les syndicats s’inquiètent de cette décision et font valoir qu’avec les suppressions de postes d’intérimaires qui ont eu lieu plus tôt dans l’année, ce sont près de 1 000 emplois qui auront été supprimés en un an dans la région. Sur le plan politique, le député Loire-Atlantique Matthias Tavel a demandé au nouveau premier ministre Michel Barnier de garantir l’avenir du site de Montoir-de-Bretagne. Mais vu la situation politique houleuse des derniers mois en France, il n’est pas certain que la filière de l’éolien en mer soit au cœur des préoccupations au plus haut niveau de l’État.

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La présidente de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), Emmanuelle Wargon a annoncé que les tarifs réglementés de vente (TRV) de l’électricité baisseraient à partir du 1ᵉʳ février 2025. Une diminution qui devrait être de l’ordre de 10 % au moins.

La crise énergétique serait-elle bel et bien derrière nous ? Entre 2022 et 2024, les prix des tarifs réglementés de vente en électricité (TRVE) ont augmenté de près de 40 %, malgré la mise en place du bouclier tarifaire. Cette situation avait mis en difficulté le budget des ménages et la trésorerie des petites entreprises.

Au moins 10 % de baisse pour le prix de l’électricité en février 2025

L’avenir semble s’éclaircir enfin pour les prix de l’électricité. La CRE a annoncé qu’une baisse d’au moins 10 % était prévue pour février 2025. Pourquoi à cette date ? Le prix des TRV peut faire l’objet d’une modification deux fois par an, après avis de la CRE, en février et août.

En février prochain, les TRVE devraient donc baisser. Invitée de BMF Business le 12 septembre, Emmanuelle Wargon a expliqué que cette baisse d’au moins 10 % était à confirmer en fonction de deux éléments : les décisions budgétaires de la nouvelle Assemblée nationale et l’éventualité d’une crise qui peut toujours arriver sans prévenir et ferait augmenter les prix. La présidente de la CRE reste donc prudente et a insisté sur le fait qu’il s’agissait d’une prévision. Si cette baisse de 10 % se concrétisait, elle se traduirait toutefois par des prix du kilowattheure suivant :

Également interrogée sur l’impact de la prochaine taxe qui devrait toucher EDF, Emmanuelle Wargon a temporisé en précisant qu’elle n’était pas encore adoptée par le Parlement à ce jour.

Une baisse de 10 % qui touchera 60 % des clients

En août dernier, la CRE avait suggéré une hausse de 1 % des prix des TRVE, justifiée par l’augmentation du tarif d’utilisation du réseau public d’électricité (TURPE) qui permet d’entretenir et de moderniser le réseau public d’électricité. Les pouvoirs publics avaient renoncé à l’appliquer et demandé à la CRE de la reporter.

C’est chose faite puisque cette augmentation du TURPE de 1 % n’entrera en vigueur qu’à partir du 1ᵉʳ novembre 2024. Attention, elle ne touchera que les clients ayant souscrit une offre de marché, et donc pas ceux qui ont un contrat soumis au tarif réglementé. Pour ces derniers, aucune augmentation n’aura lieu au 1ᵉʳ novembre et la hausse de 1 % sera directement intégrée au calcul effectué au 1ᵉʳ février 2025, comme l’a expliqué Emmanuelle Wargon.

« Les consommateurs aux TRVE (électricité) ne connaîtront ainsi aucun changement avant le 1ᵉʳ février 2025 », affirme le communiqué de la CRE du 11 septembre 2024. Pour autant, les clients ayant souscrit une offre de marché sont en réalité les gagnants du moment puisque de nombreux fournisseurs proposent des offres à un prix nettement inférieur aux TRVE, jusqu’à -28,5 % pour certains. De plus, ces clients bénéficient déjà de la baisse des prix de l’électricité, puisqu’ils sont plus exposés aux mouvements des prix du marché, favorables en ce moment.

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Pour sécuriser son approvisionnement et garantir l’atteinte de ses objectifs climatiques, la Suisse pourrait miser sur le nucléaire. L’annonce récente du gouvernement ne se concrétisera pas sans passer par un nouveau referendum dans le pays.

La crise énergétique semble enfin derrière nous, mais elle a laissé des traces, d’autant que les tensions avec la Russie ont bouleversé l’approvisionnement en gaz naturel de l’Union européenne. Désormais, la sécurité et l’indépendance énergétiques ainsi que le prix de l’électricité sont au cœur des politiques publiques et pèsent dans le débat public.

En Suisse, le gouvernement s’interroge sur les décisions à prendre dès maintenant pour sécuriser l’avenir énergétique du pays. Le ministre de l’Environnement, des transports et de l’énergie, Albert Rösti a déclaré mercredi dernier qu’il fallait envisager de compter sur le nucléaire dans les 15 prochaines années. Cette déclaration va à rebours de la position suisse puisque, par referendum, la population s’est prononcée en 2017 pour la sortie progressive du nucléaire. En ce sens, la construction de nouvelles centrales est interdite par la loi.

L’électrification nécessite d’augmenter la production

Mais au vu de l’évolution de la situation du marché de l’électricité, le gouvernement change son fusil d’épaule. Il va donc proposer de modifier la loi sur l’énergie nucléaire d’ici la fin de l’année. Pour justifier sa décision, le gouvernement suisse explique que la demande en électricité va augmenter pour passer de 60 TWh/an actuellement à 70, voire 80 TWh/an d’ici 2050. Cette hausse s’explique par l’accroissement de la population et l’électrification des usages induite par l’objectif de neutralité carbone. De ce fait, il faut trouver des solutions pour augmenter la production. Initialement, la sortie du nucléaire devait être compensée par des centrales à gaz, ce qui est contraire aux objectifs climatiques du pays. Quant aux énergies renouvelables, le gouvernement craint que leur développement ne soit pas suffisamment rapide pour répondre à l’augmentation de la demande en électricité.

Ainsi, la Suisse souhaite garder un atout dans sa manche en se laissant la possibilité de recourir davantage au nucléaire, si la situation l’exigeait à l’avenir. Le gouvernement a précisé qu’il faut prendre les décisions aujourd’hui pour sécuriser la situation dans 20 ans. Cela s’explique effectivement par les délais nécessaires à la construction de nouvelles centrales par exemple. Pour autant, le changement dans la politique énergétique suppose de franchir deux étapes importantes. D’abord, le Parlement devra discuter de cette modification, laquelle sera soumise ensuite à la population par referendum.

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Champion des énergies renouvelables, le Danemark se voit freiner dans son élan pour son projet d’île énergétique. Il devrait être subir un retard de trois ans, en raison de l’augmentation des coûts des matières premières et du montant des taux d’intérêt.

Depuis plusieurs années, le Danemark ambitionne d’ériger deux îles énergétiques. L’une doit être située en mer Baltique et l’autre en mer du Nord. L’objectif est d’augmenter les capacités de production d’énergie renouvelable du pays et de renforcer sa souveraineté énergétique.

L’île énergétique danoise en mer du Nord ne verra pas le jour avant 2036

Or, selon les informations de l’agence de presse Reuters, la construction de l’île prévue en mer du Nord sera retardée « d’au moins trois ans ». Le ministre de l’Énergie Lars Aagaard a confié à l’agence de presse que « l’investissement prévu dépasse les 200 milliards de couronnes danoises (environ 27 milliards d’euros) et nécessiterait environ 50 milliards de couronnes d’aide publique ». Le ministre a ajouté que le projet n’était plus viable du fait de l’augmentation du coût des matières premières et des taux d’intérêt. C’est le second report dans ce projet puisque l’an dernier, les autorités danoises avaient déjà remis à plus tard le lancement de l’appel d’offres du parc éolien, en raison de l’augmentation des coûts. Le calendrier avait donc déjà subi plusieurs mois de retard.

Ce projet annoncé en 2020 devait permettre d’installer sur une île artificielle, des éoliennes pour produire jusqu’à 10 gigawatts (GW), ce qui correspond à la consommation électrique de 10 millions de foyers européens. Le site servira aussi de « hub central » c’est-à-dire que la production éolienne offshore des parcs voisins sera redirigée vers le site avant d’être acheminée à terre. L’originalité du projet consiste à permettre au site d’évoluer pour s’adapter dans le futur aux nouvelles technologies.

Sous réserve de trouver des solutions financières, le chantier devrait se terminer non plus en 2033 comme prévu initialement, mais en 2036. À l’origine, le projet réunissait le Danemark et la Belgique et devait être mené à terme sans subvention. Mais le contexte économique fragilise l’équilibre financier et des discussions entre les deux États pour obtenir un investissement plus important de la Belgique n’ont pas abouti. De son côté, la Belgique mène actuellement un autre chantier avec sa propre île énergétique en cours de construction, appelée île Princess Elisabeth et qui devrait concentrer et rassembler l’électricité produite par plusieurs parc éoliens offshore. Il s’agit en somme d’un autre hub central.

Le Danemark compte sur le soutien allemand pour sauver son île énergétique

Le Danemark envisage donc de se tourner vers l’Allemagne pour recueillir les financements nécessaires, ce qui supposerait d’installer des câbles pour relier l’île aux côtes allemandes. D’ailleurs, l’Allemagne participe déjà au chantier de l’île énergétique danoise menée sur Bornholm en mer Baltique. Toutefois, pour l’heure, les pouvoirs publics allemands n’ont pas réagi officiellement à l’annonce danoise concernant le projet en mer du Nord.

Dans tous les cas, l’annonce danoise est une mauvaise nouvelle pour la filière de l’éolien offshore sur la scène européenne. Rappelons que du côté français, les trois projets pilotes en matière d’éolien flottant sont déjà en danger, en raison de difficultés financières.

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La Chine continue sa course folle en faveur des énergies renouvelables sur son territoire avec la mise en service imminente de la ferme solaire offshore Yantai Zhaoyuan. C’est le premier projet de parc offshore de grande envergure dans le pays.

La Chine ne se contente pas de fabriquer des panneaux solaires à bas coût qui inondent le marché européen, le pays déploie également à vitesse grand V les énergies renouvelables sur son territoire. En 2023, la Chine a mis en service sur l’année pratiquement l’équivalent de la puissance déjà installée en Europe. Cela donne une idée du développement vertigineux de la filière chinoise.

Le photovoltaïque s’étend sur terre et en mer au large de la Chine

En juin, la plus grande ferme solaire au monde était connectée au réseau dans le Xinjiang, en Chine, avec une capacité de 5 gigawatts (GW). C’est désormais en mer qu’une nouvelle centrale photovoltaïque est sur le point d’entrer en service au large de ses côtes. Situé dans la baie de Laizhou, au nord-est de la Chine, le chantier de la ferme solaire offshore Yantai Zhaoyuan, débuté en janvier dernier, se termine. D’une capacité de 400 mégawatts (MW), le premier projet de parc offshore de grande envergure en Chine s’étend sur une superficie de 6,44 km². Les panneaux photovoltaïques sont installés sur 121 sous-structures posées sur des pieux enfoncés dans le sol marin à de grandes profondeurs comprises entre 8,5 et 11 mètres.

Le projet est porté par l’entreprise publique nucléaire chinoise CGN (China general nuclear) qui a fait appel à la société chinoise Grand Sunergy pour la conception des modules photovoltaïques. Grand Sunergy précise que les modules utilisés sont « de grande taille de 210 mm, avec un verre à double couche, un film d’encapsulation résistant aux UV, un joint d’étanchéité en caoutchouc butyle à haute résistance à l’eau, une boite de jonction étanche/résistante au brouillard salin et des connecteurs de protection/prise anti-poussière ».

L’installation a été mise sous tension pour la première fois avec succès. À terme, ce parc solaire offshore devrait être en mesure de répondre aux besoins annuels en électricité de 400 000 foyers. Et du côté environnemental, il permettra de réduire la consommation de charbon de 207 000 tonnes par an environ et les émissions de dioxyde de carbone de 532 000 tonnes par an environ. Ce projet est reconnu par CGN comme un véritable projet de démonstration en matière d’innovation technologique. Il pourra donc servir d’exemple pour de futurs projets offshore dans le pays.

À noter que Grand Sunergy a également remporté un autre appel d’offres en Chine pour le projet complémentaire Salt-PV 600 MW à Tushan. Il s’agit d’installer des modules photovoltaïques au-dessus des bassins de séchage de saumure dans les champs de sel.

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Les panneaux solaires sont partout : sur les toitures des bâtiments, en façade, au-dessus des parkings et du sol. Et dorénavant, même les trottoirs pourront produire de l’électricité. C’est ce que propose une entreprise turque spécialiste du solaire avec sa nouvelle marque dédiée au trottoir solaire.

La pose de panneaux solaires au sol sur lesquels circuler a déjà été testée par le passé. Souvenez-vous de la route solaire, proposée par une entreprise française et qui a connu un véritable fiasco. Installée en 2020 en France, la route solaire n’a pas répondu aux attentes de ses concepteurs : production d’électricité insuffisante, encrassement des cellules, nuisances sonores. Autant de déconvenues qui ont conduit à démonter les panneaux au printemps dernier.

Le trottoir solaire pour équiper les espaces publics et résidentiels

Ankara Solar propose une autre solution. Il s’agit de placer les modules photovoltaïques non plus sur la route, mais sur les trottoirs. Les panneaux sont constitués de modules de 30 ou 120 watts (W) garantis 8 ans. Ils peuvent supporter des températures d’exploitation comprises entre -40 °C et +85 °C. Les modules sont posés sur des piédestaux ajustables pouvant être réglés entre 50 et 260 mm. Selon l’entreprise turque, la marque PV floor supporte un trafic piétonnier intense ainsi que les impacts et les abrasions. Le module est entouré d’un verre antidérapant et d’un film arrière proposé en différentes couleurs pour s’adapter à tous les environnements : blanc, noir ou transparent.

Le trottoir solaire est destiné non seulement au secteur commercial, mais également à l’espace public et au secteur résidentiel. On pourrait donc le voir aussi bien dans des parcs ou autour d’immeubles de bureaux qu’au sein d’une propriété privée, dans une allée de garage par exemple.

Ankara Solar précise que son produit est adapté aux technologies qui équipent les bâtiments intelligents (ou « smarts buildings ») et qui optimisent la consommation en fonction de la production. D’ailleurs, l’entreprise propose en option un système de stockage qui permet de conserver le surplus de production pour l’utiliser le soir ou la nuit par exemple. Lancé en Turquie et en Grèce en 2022, le trottoir solaire est désormais disponible sur le marché américain et européen. L’entreprise indique avoir déjà installé plus de 180 projets de trottoirs solaires sur une surface totale de 2 800 m² grâce à des exportations dans 12 pays.

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