Le syndicat des énergies renouvelables (SER) a présenté 4 scénarios envisageables pour le futur de l’éolien en mer. Et selon le modèle « équilibré », 7 nouveaux sites seraient propices au développement de nouveaux projets au large de la Normandie.

Pour atteindre ses objectifs climatiques, la France mise notamment sur l’éolien en mer. Le but est de mettre en service 50 gigawatts (GW) d’ici 2050 pour la filière, selon le gouvernement. Sous l’égide par la Commission nationale du débat public (CNDP), une consultation publique se déroule actuellement depuis le 20 novembre 2023, jusqu’au 26 avril 2024, au sujet de la planification maritime, qui comprend l’éolien en mer.

Afin d’alimenter le débat sur le sujet, France Renouvelables et le SER publient ensemble 4 scénarios proposant les zones possibles pour de futurs parcs éoliens en mer.  Les trois premiers scénarios considèrent un seul enjeu pour établir les zones potentielles des futurs parcs : soit la « minimisation des coûts pour la collectivité », soit l’hypothèse de parcs situés « hors zones de protection réglementaire de l’environnement », soit un scénario « très loin des côtes ». Ces scénarios visent à de montrer qu’en étudiant un seul enjeu, les conséquences deviennent importantes sur d’autres enjeux. La publication termine donc sur un scénario équilibré qui fait un mix entre les différents intérêts.

Le difficile choix des critères pour implanter un parc éolien en mer

Dans le détail, le premier scénario minimise les coûts pour la collectivité. Les zones privilégiées sont alors celles proches des côtes, ce qui nuit à l’enjeu du troisième scénario. Pour le secteur Manche est/mer du Nord, situé au large de la Normandie, ce scénario entraîne également des soucis d’interaction avec les co-usagers de la mer (pêcheurs, touristes). La forte concentration de parcs sur cette zone (11) représenterait aussi une nuisance pour la biodiversité.

En prenant le scénario « hors zones de protection réglementaire de l’environnement », les sites Natura 2000 et les parcs naturels marins sont exclus des sites envisageables pour de futurs projets. Selon la publication, cela conduirait à concentrer les parcs loin des côtes pour éviter les zones d’exclusion réglementaire et les servitudes militaires. Les parcs seraient alors concentrés sur la façade Nord-Atlantique/Manche ouest et sud-atlantique, c’est-à-dire tout au long des côtes situées en bordure de l’Océan Atlantique. Dans cette hypothèse, aucun parc ne serait implanté en mer Méditerranée, qui est classée en zone Natura 2000. Ce déséquilibre entre les façades méditerranéennes et atlantiques induit des effets négatifs sur l’environnement marin côté atlantique ainsi que des retombées économiques inégales entre les territoires.

Enfin, si l’on prend le scénario « très loin des côtes », il envisage l’implantation de parcs à 37 km environ du littoral, permettant de ne pas gêner les autres utilisateurs de l’espace marin ni de porter atteinte au paysage. Cela impliquerait de miser à 80 % sur l’éolien flottant, qualifié de « pari technologique » par les auteurs du texte. Cette hypothèse conduirait à une hausse des coûts liée notamment aux difficultés de raccordement de l’éolien flottant. Il serait également plus difficile d’atteindre les objectifs en matière de capacité installée en raison de la moindre maturité de la filière de l’éolien flottant. Enfin, ce scénario induirait encore un déséquilibre entre les façades maritimes puisque le côté méditerranéen exclut tout parc éolien lointain, en raison de la présence de canyons sous-marins loin du littoral.

Un scénario « Équilibre » pour rallier les différents intérêts

On le voit, le fait de tout miser sur un seul des trois enjeux conduit à des solutions déséquilibrées qui n’apparaissent pas favorables au bon développement de la filière. C’est pourquoi les auteurs proposent un dernier scénario, dit « équilibre », qui reprend des éléments de chacune des trois hypothèses précédentes.

Dans ce scénario équilibre, sont privilégiées les zones qui présentent le meilleur potentiel éolien, en essayant d’éloigner les parcs au-delà de 37 km des côtes, pour éviter les désagréments visuels. L’éolien posé est priorisé à court terme et l’éolien flottant sera privilégié dans un second temps, lorsque la technologie sera plus avancée. En outre, un équilibre est trouvé entre les différentes façades maritimes, en évitant autant que possible les zones protégées et les zones de pêche.

Une densification déjà critiquée des projets éoliens dans la Manche

Avec ce scénario, sur la zone Manche est/mer du Nord qui est celle située au large de la Normandie, 7 nouveaux parcs pourraient être installés, en plus des 4 déjà attribués (Centre Manche, Courseulles-sur-Mer, Fécamp, et Le Tréport) et d’un cinquième en cours d’attribution (Centre Manche 2). Les nouveaux projets seraient situés à une trentaine de km du littoral, le plus proche étant à 27 km.

Voici la carte des nouveaux parcs éoliens proposés pour la zone :

La carte des zones de développement de l’éolien en mer en Normandie / SER.

Détail des zones et des distances entre le littoral et les parcs envisagés / SER.

La façade Manche est/mer du Nord réunirait une capacité installée supérieure à 16 gigawatts (GW) avec cette configuration, soit un niveau supérieur aux objectifs 2050 fixés entre 12 et 15,5 GW à cet endroit. Ces propositions suscitent la colère des pêcheurs du secteur, déjà opposés aux premiers parcs attribués. En effet, la Manche présente la particularité d’être une mer de taille réduite, et les pêcheurs estiment que l’éolien met une pression trop importante sur la zone en faisant fuir les poissons. Ils considèrent que l’éolien met en péril leur activité. Si ces projets devaient se concrétiser, il faudrait donc convaincre et rassurer les professionnels de la pêche du secteur.

Quels nouveaux parcs éoliens en mer prévus en Atlantique et en Méditerranée ?

Par ailleurs, la façade nord Atlantique/Manche ouest compte déjà trois parcs attribués (Saint-Brieuc, Saint-Nazaire et Yeu-Noirmoutier) et un en cours d’attribution (Bretagne sud). Elle pourrait compter 8 nouveaux parcs éoliens, dont un seul qui serait posé au large de la Bretagne et des Pays de la Loire, afin de minimiser la gêne visuelle. Sur la zone sud-atlantique, en plus des 2 parcs déjà attribués (Oléron 1 et 2), 4 nouveaux parcs pourraient également être installés, là encore à plus de 37 km du littoral. Enfin, 5 parcs éoliens en mer sont proposés sur la façade méditerranéenne à une vingtaine de km des côtes, en complément des 4 parcs déjà attribués.

Ce scénario équilibre a toutefois vocation à être amélioré dans les semaines à venir, grâce aux propositions des participants au débat public. Il permettra d’élaborer une nouvelle version qui s’appellera « Équilibre 2 ».

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Les épisodes de canicule et de sécheresse ont un impact sur le fonctionnement des centrales nucléaires. EDF prend-elle suffisamment en compte ce facteur pour planifier l’avenir de la filière ? La Cour des comptes s’est penchée sur la question.

Le changement climatique conduit à l’augmentation des épisodes de canicules et sécheresse, ce qui a un impact sur la ressource en eau. Or, les centrales nucléaires ont besoin d’eau pour fonctionner et elles sont soumises à des normes en matière de rejet d’eau chaude dans le milieu aquatique. En cas de canicule, la température de la mer et des fleuves augmente et les centrales peuvent être contraintes de limiter leur rejet d’eau. Cela peut conduire à une indisponibilité temporaire des réacteurs.

Peu de pertes de production nucléaires liées aux contraintes climatiques

Dans son rapport annuel publié le 12 mars 2024, la Cour des comptes fait un état des lieux de l’impact du changement climatique sur le fonctionnement des centrales. D’abord, l’institution reconnait qu’EDF, exploitant du parc nucléaire en France, tient compte de ce facteur dans ses projections.

Certes, jusqu’ici, les indisponibilités du parc nucléaire liées à des tensions sur la ressource en eau sont limitées. Sur les deux dernières décennies, les pertes de production liées à ce phénomène climatique sont restées inférieures à 1 % de la production annuelle, sauf lors de la canicule de 2003 où le niveau a atteint 1,5 %. Si cela semble faible, la Cour rappelle que les indisponibilités ont atteint plus de 6 gigawatts (GW) en 2003, soit près de 10 % de la capacité nucléaire installée. Et le mouvement va s’accentuer dans les années à venir. En effet, à l’avenir, non seulement les canicules et sècheresses seront plus fréquentes, mais les besoins en électricité vont s’accentuer, notamment en été, du fait de l’électrification des usages et de l’utilisation accrue de la climatisation.

Si la réglementation en vigueur tient compte des risques climatiques dans le fonctionnement des centrales, l’institution déplore qu’aucun chiffrage précis n’existe sur les dépenses nécessaires pour adapter les installations au changement climatique. EDF doit se montrer plus innovante en la matière « non seulement sur les systèmes de refroidissement sobres en eau, mais également sur des systèmes de traitement biocide rejetant moins de réactifs chimiques dans le milieu naturel ».

Considérer le changement climatique dès la conception des EPR2

Concernant les futurs réacteurs EPR2 (6 d’abord, puis peut-être 8 complémentaires par la suite), la question de la ressource en eau doit être sérieusement étudiée dès leur phase de conception. Par exemple, les futurs réacteurs EPR2 situés à Penly, en bord de mer, seront installés 11 mètres au-dessus du niveau de la mer, conformément au scénario le plus pessimiste du GIEC à l’horizon 2100 concernant l’élévation du niveau marin. Mais « ils n’offrent aucune marge à la hauteur des effets éventuels d’une accélération de la fonte des calottes glaciaires » souligne la publication.

Pour les 8 EPR2 additionnels en cours d’étude qui seront probablement installés au sein de centrales existantes en bord de rivière, la Cour des comptes réclame un examen minutieux de leur localisation. En effet, la perte de production pourrait être accrue du fait du rejet cumulé des eaux du parc actuel avec celles des nouveaux réacteurs.

4 recommandations pour l’avenir du nucléaire face au changement climatique

Pour conclure, la Cour des comptes considère qu’EDF et l’État doivent en faire davantage pour que les conséquences du changement climatique soient mieux intégrées à l’étude de l’avenir de la filière. Pour cela, l’institution recommande de :

• Fiabiliser les mesures de prélèvement et de consommation d’eau des centrales nucléaires ;
• Calculer les coûts d’adaptation des centrales nucléaires au changement climatique ;
• Communiquer les impacts de la contrainte hydrique sur les centrales situées en bord de rivière ou d’estuaire et au besoin, adapter leurs capacités de stockage ;
• Élaborer une approche commune d’adaptation du nouveau nucléaire au changement climatique.

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La revente du surplus d’électricité d’une centrale solaire est en principe réservée aux installations réalisées par un professionnel certifié RGE (Reconnu garant de l’environnement). Pour offrir à ses clients la possibilité de bénéficier de ce complément de rémunération, Oscaro Power, qui commercialise des kits solaires à poser soi-même, s’est allié au fournisseur d’électricité Ekwateur.

Lorsqu’on souhaite se lancer dans l’autoconsommation solaire, on peut faire appel à un professionnel qui installera les panneaux solaires, ou on peut économiser les frais de pose en installant soi-même son parc. Mais cette seconde option prive le consommateur de la prime à l’autoconsommation et de la revente du surplus de production au réseau électrique. En effet, pour prétendre à ces deux dispositifs, il faut montrer patte blanche, à savoir prouver que l’installation a été réalisée par un professionnel qualifié RGE.

Ekwateur rachète le surplus d’électricité des kits autoinstallés

Le spécialiste de la vente de kits en autoinstallation, Oscaro Power a trouvé la solution : il offre à ses clients la possibilité de revendre leur surplus de production au fournisseur alternatif d’électricité verte Ekwateur alors même que les kits sont posés par le client lui-même.

En pratique, pour revendre son surplus de production à Ekwateur, il n’est pas obligatoire de souscrire un contrat de fourniture avec cet opérateur. Mais le prix de rachat sera alors moins intéressant. En effet, en cas de souscription à un contrat de fourniture avec Ekwateur, le prix de rachat est indexé à 50 % de la part énergie du contrat de fourniture (0,084 €/kWh à ce jour) contre un prix 0,042 €/kWh sans souscription de contrat (avec un prix recalculé chaque année dans ce cas). Pour comparer, il faut noter qu’au premier trimestre 2024, le prix de rachat de revente du surplus avec EDF OA dans le cas d’une installation solaire classique d’une puissance inférieure ou égale à 9 kWc est de 0,1297 €/kWh. L’offre d’Ekwateur est donc nettement moins intéressante, mais elle a le mérite d’exister.

Une offre avec abonnement et la nécessité d’avoir un compteur Linky

Enfin, l’offre d’Ekwateur est ouverte aux parcs d’une puissance allant de 3 à 15 kilowatts-crête (kWc). Elle est sans engagement et ne nécessite pas d’achat de batterie virtuelle. Toutefois, un abonnement mensuel de 1 euro/kWc/mois sera facturé. Il est également indispensable de fournir une attestation consuel qui justifie de la conformité de l’installation solaire. Et l’offre ne fonctionne qu’avec le compteur communicant Linky.

Pour les consommateurs, c’est une possibilité de rentabiliser leur installation solaire plus rapidement. Et pour Ekwateur, c’est la perspective de gagner de nouveaux clients en autoconsommation qui seront incités à souscrire un contrat de fourniture pour bénéficier d’un tarif de rachat plus élevé.

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La rénovation énergétique est au cœur des politiques publiques en matière de logement depuis quelques années. Mais selon la Cour des comptes, qui vient de publier son rapport annuel, ce n’est pas suffisant pour permettre d’adapter les logements au changement climatique.

Pour réduire les consommations d’énergie, et donc les factures d’électricité et de gaz des ménages, l’État multiplie depuis plusieurs années les dispositifs d’aides : MaPrimeRénov’, certificats d’économies d’énergie (CEE), etc. Ces mesures de soutien financier ont pour but d’inciter les particuliers à entreprendre des travaux de rénovation énergétique chez eux. Dans son rapport annuel publié le 12 mars 2024, la Cour des comptes juge sévèrement l’État pour sa politique en faveur de la rénovation énergétique des logements. Selon l’institution, elle ne permet pas de faire face correctement au changement climatique.

La rénovation énergétique des logements est insuffisante pour lutter contre le changement climatique

Voici les deux informations clefs à retenir du rapport de la Cour des comptes à ce sujet :

• La rénovation énergétique permet de lutter uniquement contre le réchauffement climatique et non contre le changement climatique ;
• Les aides publiques ne sont pas de nature à répondre aux risques liés aux épisodes de canicule, aux risques d’inondation et aux phénomènes de retrait-gonflement des sols argileux qui fragilisent les fondations des bâtiments.

Le phénomène de retrait-gonflement des sols argileux est la réaction de ces sols aux variations de leur teneur en eaux. Ils vont alors soit se rétracter, soit gonfler selon qu’ils manquent d’eau ou qu’ils en sont gorgés. Ces épisodes affectent les fondations des bâtiments.

Pour la Cour des comptes, les aides existantes ne répondent que partiellement aux enjeux climatiques en se limitant à la problématique du réchauffement. De ce fait, les dispositifs de soutien sont fléchés vers le changement de mode de chauffage ou l’isolation des logements. Mais cela n’est pas suffisant pour lutter contre la problématique dans son ensemble : le changement climatique. Sous ce prisme, il faut prendre en compte les canicules par exemple et inclure le confort d’été dans les aides. Inondations et retrait-gonflement des sols argileux doivent également être abordés dans le cadre de rénovations globales des bâtiments.

Pour améliorer le système en place, la Cour des comptes considère qu’il est indispensable d’avoir une approche générale du parc de logements en associant l’État aux collectivités territoriales. Alors que la réglementation liée à la construction de logements neufs considère la notion de confort d’été par exemple, le parc de logements existants se trouve délaissé à ce sujet et bénéficie uniquement de dispositifs de rénovation énergétique permettant d’améliorer le confort de vie en hiver (économies de chauffage, isolation plus performante).

4 recommandations pour améliorer la prise en compte du changement climatique dans les logements

Pour conclure, la Cour des comptes formule 4 recommandations :

• Confirmer l’intégration des procédés de protection solaire aux périmètres des dispositifs d’aides à la rénovation énergétique des logements ;
• Développer la recherche au sujet de la prévention des risques d’inondation et de retrait-gonflement des sols argileux ;
• Entreprendre une politique de sensibilisation du grand public à l’égard des risques sur les logements liés aux pics de chaleur, aux inondations et aux phénomènes de retrait-gonflement des sols argileux ;
• Chiffrer des scénarios d’adaptation du parc résidentiel au changement climatique et définir leurs modalités de mise en œuvre.

À noter que le rapport mentionne la réponse du ministère de l’Économie qui partage le constat global de la Cour des comptes, mais considère néanmoins que les travaux d’isolation par exemple permettent déjà d’améliorer le confort en hiver comme en été. Quant au ministère de la Transition écologique, il rappelle que MaPrimeRénov’ évolue en 2024 pour prendre en compte le confort d’été. Les rénovations globales sont également privilégiées selon la nouvelle version. Et il indique que la sensibilisation du grand public sur ces sujets va augmenter.

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L’entreprise française Lhyfe vient d’obtenir la confirmation du soutien de l’État dans son projet d’usine d’hydrogène vert qui sera implantée au Havre. Une subvention pouvant aller jusqu’à 149 millions d’euros sera allouée à la construction du site. Un bon coup de pouce pour le développement de la filière en France.

Produit par l’électrolyse de l’eau, avec de l’électricité 100 % renouvelable, l’hydrogène vert a un très faible impact carbone. L’État entend devenir un leader mondial du secteur d’ici 2030 et permettre ainsi de décarboner son industrie tout en réduisant sa dépendance aux énergies fossiles. Dans le domaine, l’entreprise française Lhyfe a bien l’intention d’occuper une place de choix. Connue pour avoir testé le premier système de production d’hydrogène en mer au monde, la société se décrit comme « un groupe européen dédié à la transition énergétique, producteur et fournisseur d’hydrogène vert et renouvelable ».

La société porte un projet d’usine de production d’hydrogène vert depuis deux ans qui sera soutenu par l’État. À l’occasion d’un récent déplacement au Havre du ministère délégué à l’industrie et à l’énergie, Rolande Lescure, le versement d’une subvention pouvant aller jusqu’à 149 millions d’euros a été confirmé. Ce soutien de la France est rendu possible par le fait que le projet a été reconnu par la Commission européenne comme un projet important d’intérêt européen commun (PIIEC).

34 tonnes d’hydrogène vert produites à l’horizon 2028

En pratique, le site sera situé sur une zone de 2,8 hectares, à Gronfrville-l’Orcher, près du grand canal du Havre. L’usine devrait voir le jour en 2028 et produire jusqu’à 34 tonnes d’hydrogène vert par jour. Elle sera située à proximité de l’usine Yara du Havre dont la feuille de route prévoir d’utiliser de l’hydrogène vert et qui soutient donc le projet, selon Lhyfe.

Le fondateur et PDG de Lhyfe, Matthieu Guesné ne cache pas son enthousiasme : « ce projet est à la hauteur des enjeux de la zone industrialo-portuaire du Havre : un site de 100 MW, capable de produire jusqu’à 34 tonnes d’hydrogène décarboné par jour. C’est vers cet horizon plus vert que cette usine nous conduit ! » Le projet est en bonne voie même s’il lui faudra encore obtenir des financements ainsi que des autorisations administratives pour aboutir.

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Une entreprise s’est donnée pour mission d’injecter de l’oxygène dans la mer tout en produisant de l’hydrogène vert. Il s’agitait d’une bonne façon de lutter contre le développement des zones mortes, notamment dans la mer Baltique, particulièrement touchée par ce phénomène.

Le réchauffement climatique associé aux activités industrielles agit sur le milieu marin en le privant peu à peu d’oxygène. En effet, l’augmentation de la température de l’eau ralentit le brassage des océans et ralentit la solubilité de l’oxygène dans l’eau. Et les rejets des activités des industries ou de l’agriculture provoquent une hausse des nutriments, entrainant le développement des algues, lesquelles consomment de l’oxygène. Ce manque d’oxygène dans les océans, appelé « anoxie », crée des zones mortes. La mer Baltique est particulièrement touchée par ce phénomène en raison de son caractère intracontinental.

Redonner vie au milieu marin en lui réinjectant de l’oxygène

Pour remédier à la situation, une entreprise a décidé de redonner vie à la mer en lui redistribuant de l’oxygène. Fondée en 2017, Lhyfe est un groupe européen spécialisé dans la production et la fourniture d’hydrogène vert. La société est d’ailleurs connue pour avoir testé la première plateforme pilote de production d’hydrogène vert en mer au monde.

À terme, elle souhaite à la fois produire de l’hydrogène vert en mer et distribuer de l’oxygène dans le milieu marin. En effet, l’électrolyse de l’eau qui permet la production d’hydrogène vert produit aussi de l’oxygène qui trouvera ainsi une utilité en étant réinjecté dans le milieu marin. Pour se donner une idée des quantités, la production d’un kilo d’hydrogène vert renouvelable par électrolyse de l’eau conduit à la coproduction de 8 kilos d’oxygène, selon Lhyfe.

L’entreprise a débuté des travaux de recherche dès 2020, pour permettre de redonner vie aux zones marines privées d’oxygène en mer Baltique. En 2023, le projet prend une nouvelle dimension avec le financement du fonds du plan d’action pour la mer Baltique (BSAP). Baptisé « BOxHy », il réunit, outre Lhyfe, une entreprise qui développe des projets d’hydrogène, Flexens ainsi que l’université de Stockholm (Suède).

Un site pilote dans la mer Baltique pour tester la réinjection de l’oxygène dans l’eau

Ces trois entités ont dévoilé l’avancée de leurs recherches qui se termineront en octobre 2024. La préparation d’un site pilote devrait voir le jour pour tester la redistribution d’oxygène en profondeur dans la mer Baltique. Cela permettra de mesurer l’impact de cet apport d’oxygène sur le milieu marin avant d’envisager un déploiement à plus grande échelle.

En pratique, il s’agira d’injecter de l’oxygène gazeux pur dans les profondeurs marines, « en dessous d’une zone où se produisent de fortes variations de la densité de l’eau (pycnocline), à l’aide d’un système qui répartit l’oxygène en micro bulles de manière homogène », selon le communiqué de presse. Ce système aurait déjà fait ses preuves aux États-Unis, au sein de plusieurs lacs d’eau douce. Pour le PDG de Lhyfe, Matthieu Guesné, « à travers ce type d’initiatives, en plus de réduire notre empreinte carbone, nous pouvons imaginer apporter un service à l’environnement et avoir un impact positif sur l’écosystème naturel ».

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La politique de transition énergétique allemande, appelée « Energiewende » vise à sortir du nucléaire et à parvenir à un taux de 100 % d’électricité renouvelable d’ici 2050. Pour cela, l’Allemagne a fait des choix qui ne se sont pas tous avérés gagnants. Et si nos voisins d’outre-Rhin étaient tout simplement en train de rater leur transition énergétique ?

Porté par le charbon et le nucléaire jusqu’au début des années 2000, le mix électrique allemand a ensuite progressivement changé de visage. L’Energiewende, qui se traduit littéralement par « transition énergétique », donne un nouvel aspect à son mix électrique pour parvenir à une électricité entièrement renouvelable d’ici 2050. Pour cela, plusieurs choix ont été adoptés.

L’abandon du nucléaire, un choix porté par la population en Allemagne

D’abord, la décision a été prise d’abandonner le nucléaire. En effet, la population allemande étant culturellement anti-nucléaire depuis le début des années 1970, avant un renforcement du mouvement suite aux accidents de Tchernobyl puis de Fukushima, cela a incité les pouvoirs publics à acter la fin l’atome. La catastrophe de Fukushima a par ailleurs condamné définitivement l’énergie nucléaire outre-Rhin.

Ainsi, les trois dernières centrales encore en activité sur le territoire ont été déconnectées du réseau en avril 2023. On peut se demander si le calendrier était bon, étant donné le contexte difficile sur le plan énergétique avec la flambée des prix de l’énergie et les tensions d’approvisionnement en gaz liées à la guerre en Ukraine. En outre, rappelons que le nucléaire est une source de production d’électricité décarbonée qui aurait pu peser dans l’atteinte des objectifs du pays.

Le gaz, un allié privilégié pour la transition énergétique allemande

Afin d’atteindre son ambition d’électricité 100 % renouvelable, nos voisins d’outre-Rhin doivent s’appuyer sur une source de production flexible, indispensable pour accompagner les énergies renouvelables dont la production est extrêmement fluctuante. Ces sources de production flexibles sont le fioul, le gaz, le charbon, l’hydroélectricité dans certains cas, et le nucléaire. L’énergie nucléaire ayant été expulsée de l’équation par choix politique et le potentiel hydroélectrique étant faible, il ne reste donc plus qu’à l’Allemagne le charbon et le gaz, qui sont des énergies fossiles.

Dans les faits, le pays exploite actuellement le charbon, le gaz et les interconnexions (imports/exports de ses pays voisins) pour compenser la variation de l’éolien et du solaire. L’Allemagne est productrice de charbon et particulièrement de lignite, une sorte de charbon à faible pouvoir calorifique. Du côté du gaz, le pays était fortement dépendant des importations en provenance de la Russie. La situation géopolitique a donc perturbé les approvisionnements en gaz, incitant les Allemands à trouver des solutions : importations de gaz naturel liquéfié (GNL) auprès d’autres pays et importations de gaz naturel depuis la Norvège. Miser sur le gaz naturel pour sa transition énergétique tout en étant extrêmement dépendant de la Russie pour ses approvisionnements était un pari risqué pour l’Allemagne qui s’est trouvée en difficulté et a dû trouver des solutions en urgence avec la guerre en Ukraine.

Sur le plan climatique, le gaz et le charbon émettent du CO₂. Ceci explique que, malgré le développement des énergies renouvelables (ENR) dans le pays qui ont permis de faire baisser les émissions de CO₂ de 10 % en 2023, le niveau de ces émissions reste malgré tout très élevé en Allemagne (673 millions de tonnes en 2023).

L’hydrogène pour décarboner la production d’énergie

L’Allemagne a également fait un parti technologique incertain, en choisissant de développer de l’hydrogène dans le cadre de son Energiewende. On parle ici d’hydrogène vert, donc produit à partir de l’électrolyse de l’eau et d’électricité 100 % renouvelable. L’Allemagne mise sur cette source de production pour décarboner son industrie ainsi que le secteur de la mobilité lourde. Le pays s’est fixé comme objectif d’atteindre une capacité de production d’au moins 10 gigawatts (GW) d’ici à 2030. Pour cela, des pipelines d’hydrogène doivent être installés sur 1 800 km d’ici 2030, ce projet bénéficiant d’un soutien financier de l’État dans le cadre du programme européen des projets importants d’intérêt européen commun (PIIEC).

Mais, outre les pertes d’énergie considérables engendrées par la production, le transport et la consommation de l’hydrogène, l’Allemagne ne pourra pas en produire suffisamment pour couvrir sa consommation. Il est donc prévu d’en importer à hauteur de 70 % de ses besoins. Plusieurs accords ont été signés avec des pays comme le Canada, les Émirats arabes unis, l’Australie ou encore la Norvège. En pratique, l’hydrogène vert n’est pas forcément à la hauteur des attentes de l’Allemagne. Par exemple, après avoir lancé en grande pompe le train à hydrogène, nos voisins ont finalement revu leur stratégie pour décarboner le secteur ferroviaire. En effet, le train à hydrogène s’est avéré peu rentable économiquement, incitant le pays à l’abandonner au profit des trains à batterie.

L’Allemagne, un peu seule dans la défense des carburants de synthèse

Par ailleurs, l’Allemagne défend les carburants synthétiques au point de peser fortement dans la balance des négociations européennes pour faire accepter la poursuite des ventes de voitures thermiques neuves après 2035, à condition qu’elles roulent avec ce type de carburant. Fervents défenseurs de l’e-fuel et opposés au tout électrique pour les véhicules, les Allemands pensaient rassembler de nombreux États autour des carburants de synthèse afin de les inciter à construire des usines de production.

Mais nos voisins peinent à convaincre et seuls trois pays ont signé la déclaration commune préparée par l’Allemagne : la Tchéquie, le Japon et le Maroc. Il semble donc qu’à ce jour, l’Allemagne soit assez isolée sur la défense des carburants de synthèse. Pour conclure, l’Allemagne a fait des choix radicaux pour sa transition énergétique qui s’avèrent peut-être un peu risqués compte tenu de la conjoncture, notamment du fait de l’abandon de l’atome et de l’importance laissée au gaz naturel. L’avenir nous dira si ces choix étaient les bons pour parvenir à ses objectifs.

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Le 26 mars 2024 est un grand jour pour le parc éolien en mer de Fécamp : toutes ses éoliennes sont désormais installées. Il rejoint ainsi les parcs de Saint-Nazaire, Saint-Brieuc et Provence Grand Large au rang des fermes éoliennes en mer françaises entièrement achevées. Une bonne nouvelle pour la filière qui voit son développement s’accélérer

Le parc éolien en mer de Saint-Nazaire n’est plus la seule ferme éolienne en mer en France. Depuis sa mise en service complète fin 2022, il a été rejoint par celui de Saint-Brieuc en décembre 2023, puis par la petite ferme pilote Provence Grand Large. C’est désormais au tour du parc de Fécamp de suivre le mouvement. Ce dernier est situé entre 13 et 24 km des côtes normandes.

Fort de ses 71 éoliennes totalisant 500 mégawatts (MW) de puissance installée, il doit produire à terme l’équivalent de la consommation électrique de 770 000 habitants. L’installation de la première éolienne a eu lieu en juillet 2023. Au 15 janvier 2024, la moitié des éoliennes était posée. La 71ᵉ et dernière turbine vient d’être installée, comme l’a annoncé fièrement le site officiel du parc sur X (ex-Twitter) le 26 mars 2024. La mise en service officielle du site va donc pouvoir avoir lieu selon le calendrier prévu.

Des éoliennes en mer installées sur des fondations gravitaires

Débutée en 2020, la construction s’étale sur un secteur maritime de 60 km². La particularité du parc réside dans le type de fondation de ses éoliennes. En effet, il s’agit ici de fondations gravitaires, qui sont peu répandues, car plus onéreuses que les autres. Grâce à leur poids élevé, ces mastodontes de béton n’ont pas besoin d’être fixés dans le fond marin. Elles pèsent en effet près de 5 000 tonnes chacune, pour 31 mètres de diamètre à leur base et une hauteur comprise entre 48 et 54 mètres.

À l’inverse, le parc Saint-Brieuc utilise des fondations de type jacket qui sont équipées d’une tourelle métallique alors que celui de Saint-Nazaire emploie des socles « monopieu » qui consistent en des pylônes enfoncés dans le plancher marin.

La filière française de l’éolien en mer poursuit ainsi son développement. Rappelons que les pouvoirs publics ont fixé un objectif de 50 parcs en service pour 2050, représentant 40 GW installés avec l’attribution de 2 GW par an à partir de 2025. D’autres pacs éoliens en mer sont actuellement en construction à Courseulles-sur-Mer, Dieppe, sur les îles d’Yeu et de Noirmoutier, ainsi que sur la façade méditerranéenne. D’autres sont en projet sur l’ensemble des côtes françaises, à l’exception de la pointe Bretonne, de l’extrême sud-ouest et de la Côte d’Azur.

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L’émergence de nouveaux projets dans l’énergie nucléaire en Europe est freinée par le refus de la Banque européenne d’investissement (BEI) de soutenir financièrement la filière. Une posture qui pourrait toutefois évoluer à l’avenir, à la faveur du changement de sa présidence.

L’Union européenne (UE) se divise en deux camps, s’agissant de la transition énergétique : les pro-nucléaires, dont la France fait partie, qui placent l’atome au cœur de leur stratégie de décarbonation. Et les anti-nucléaires, au premier rang desquels se trouve l’Allemagne, qui considèrent que le nucléaire est dangereux et ne doit pas être développé, à l’inverse des énergies renouvelables. La scène européenne oppose souvent les deux camps, chacun étant déterminé à défendre ses principes.

L’Alliance du nucléaire gagne du terrain sur la scène européenne

Ces derniers temps, les pronucléaires gagnent du terrain. Réunis à l’initiative de la France, 16 États se sont regroupés en « Alliance du nucléaire » pour faire entendre leur voix. En juillet 2023, ils ont appelé la Commission européenne à soutenir davantage l’atome, en le plaçant sur un pied d’égalité avec les énergies renouvelables. Le 4 mars 2024, à l’occasion d’une nouvelle réunion, l’alliance a demandé que le nucléaire puisse bénéficier de l’ensemble des financements européens, sans discrimination, à savoir le soutien de la BEI, le fonds innovation, etc.

Le financement des projets nucléaires par la BEI est possible, sur le papier en tout cas. Mais en pratique, la banque européenne traîne des pieds. Selon le ministre de l’Économie Bruno Le Maire, les investissements de la BEI sont en chute libre depuis le début des années 2000 : « la Banque européenne d’investissement a financé jusqu’à 7 milliards d’euros d’investissements sur le nucléaire. Après 2000, ça a été à peine un milliard ». Pour comparer, la BEI a accordé plus de 10 milliards d’euros dans les énergies renouvelables, rien que pour l’année 2021.

Une lueur d’espoir pour les investissements de la BEI en faveur du nucléaire

Mais les choses pourraient se débloquer à l’avenir. En effet, début 2024, la présidence de la BEI a changé, passant de l’Allemand Werner Hoyer, opposé à l’atome, à l’Espagnole Nadia Calvino. Cette dernière semble plus encline à soutenir le nucléaire. En outre, lors du dernier sommet sur l’énergie nucléaire qui s’est tenu le 21 mars, la présidente de la Commission européenne Ursula von der Leyen a apporté son soutien au nucléaire en affirmant qu’il fallait « garantir de nouveaux investissements » dans le secteur. Le vent pourrait donc être en train de tourner sur la scène européenne en faveur de l’atome. Et les projets de petits réacteurs modulaires (SMR) pourraient en être les premiers bénéficiaires.

Pour les porteurs de projets, obtenir un prêt de la part de la BEI permet d’obtenir des conditions de financement avantageuses à hauteur de 50 % maximum du coût du projet. Mais ce soutien est également un signal favorable adressé à d’autres investisseurs.

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La crise climatique n’attend pas et certains pays comme la France misent notamment sur le nucléaire pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Mais la complexité et la lenteur de mise en œuvre des projets de nouveaux réacteurs ne sont-ils pas un obstacle pour atteindre rapidement leurs objectifs climatiques ?

Concernant le changement climatique, tous les experts s’accordent à dire qu’il y a urgence à intervenir. Le dernier rapport du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) publié en 2023 constate que le réchauffement au niveau mondial a déjà atteint 1,2 °C par rapport à l’ère préindustrielle. Nous devons prendre des mesures immédiates pour contenir ce réchauffement sous la barre des 2 °C à l’horizon 2100, afin de préserver nos conditions de vie sur Terre.

Six nouveaux réacteurs nucléaires en France : suffisant pour le climat ?

La France a choisi de miser sur le nucléaire pour décarboner sa production électrique et atteindre ainsi ses objectifs climatiques. D’ailleurs, le mix électrique français est déjà dominé par l’atome, mais face à l’électrification massive des usages qui va naturellement entraîner une hausse de la demande, la construction de six nouveaux réacteurs de type EPR2 est prévue. Par la suite, la possibilité de construire huit nouveaux réacteurs sera étudiée.

Mais avons-nous le temps de construire ces nouveaux EPR ? Ne sera-t-il pas trop tard pour le climat lorsqu’ils entreront en service ? Récemment, le PDG du constructeur de réacteurs à l’uranium non enrichi, AtkinsRéalis, a déclaré au Financial Times que « nous devenons tous trop optimistes » en ce qui concerne les chantiers de réacteurs nucléaires. Selon lui, il faudrait « ralentir un peu, passer plus de temps sur la phase de planification ».

Ralentir sur le calendrier des EPR, n’est-ce pas risqué pour le climat ?

Mais avons-nous le temps de ralentir ? En France, les six nouveaux réacteurs, prévus pour être installés sur des sites existants, n’entreront pas en service avant 2035 pour la première paire et 2042 pour la troisième paire, si tout se passe comme prévu. Or, on l’a déjà vu avec le chantier de Flamanville : quand on parle d’EPR, il peut toujours y avoir des surprises et des retards.

Or, compte tenu de l’urgence climatique, on peut se demander si l’atome constitue un bon outil. En réalité, les six prochains EPR ne seront qu’une des clefs permettant de répondre aux enjeux environnementaux. Et ce ne sera pas la seule. La France compte déjà un parc nucléaire de 56 réacteurs dont il est question de prolonger la durée de vie jusqu’à 80 ans pour certains. Parallèlement, les énergies renouvelables vont progresser pour permettre de produire une électricité décarbonée, dans un temps plus rapide que les nouveaux réacteurs. Ainsi, la construction de nouveaux réacteurs, au rythme actuel, ne permettrait pas de répondre à elle seule aux objectifs environnementaux de la France. C’est la raison pour laquelle elle est accompagnée d’autres solutions comme la prolongation du parc nucléaire existant et les énergies renouvelables telles que l’hydroélectricité, le stockage, le solaire photovoltaïque, l’éolien et la biomasse.

Allier le nucléaire aux énergies renouvelables pour atteindre les objectifs climatiques

Même si la construction de grands barrages hydroélectriques parait compliquée sur le territoire, il n’en va pas de même pour les autres énergies renouvelables. Ainsi, les panneaux solaires fleurissent un peu partout sur les toitures, que ce soit chez les particuliers, mais également sur les grands bâtiments. Une loi a même prévu une obligation pour doter les grands parkings d’ombrières photovoltaïques. Les projets d’éolien sur terre et en mer se multiplient aussi et le législateur a assoupli les règles pour accélérer l’aboutissement de ces projets.

Pour autant, l’affirmation précitée du PDG d’AtkinsRéalis invitant à prendre davantage de temps sur la phase de conception des projets de réacteurs n’est pas dénuée de bon sens. Prendre le temps d’approfondir l’étude des projets permettrait peut-être de mieux les chiffrer, que ce soit en termes de coût et de délai, voire de choix technologique, évitant ainsi les déconvenues ultérieures. Pour prendre un exemple récent à ce sujet, le montant des six prochains EPR a déjà explosé. Initialement évalué à 51,7 milliards d’euros, il est passé à 67,4 milliards d’euros. Une augmentation qui s’expliquerait par l’allongement des délais d’élaboration des plans génériques du réacteur.

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Le chantier de l’EPR de Flamanville va enfin voir le bout du tunnel, après des années de retard et la flambée de son coût de fabrication. Révolution Energétique fait le point sur le calendrier à venir qui devrait enfin aboutir sur le démarrage du réacteur cet été.

La filière du nucléaire est en plein regain depuis le discours de Belfort du président de la République en février 2022 annonçant la construction de six nouveaux EPR (voir notre carte) ainsi que la possibilité d’en fabriquer huit supplémentaires par la suite. Mais le secteur est hanté par les difficultés abyssales du chantier de Flamanville. Pour rappel, ce chantier consiste à ériger le premier réacteur nucléaire EPR de France, d’une puissance de 1 600 mégawatts (MW), sur le site de la centrale de Flamanville (Manche). Les travaux ont débuté en 2007 et devaient prendre fin en 2012. Les obstacles se sont multipliés durant les travaux, conduisant à un retard de 12 ans et à l’explosion du budget, qui est passé de 3,3 à 19,1 milliards d’euros. Autant dire que la mise en service de l’EPR de Flamanville sonnerait la fin d’un long calvaire pour EDF. Et 2024 devrait être la bonne année pour cela.

La phase de tests grandeur nature terminée fin 2023

L’année 2023 avait déjà permis de bonnes avancées sur le chantier. À l’automne, l’énergéticien français avait lancé une série de tests grandeur nature pour préparer le démarrage de l’EPR. Elle a mobilisé 1 000 personnes pendant 10 semaines et s’est terminée le 10 décembre 2023. Elle a permis d’activer la chaudière (sans réaction nucléaire) ainsi que la turbine, dans différentes conditions, même les plus difficiles. À ce stade, EDF espérait pouvoir lancer son réacteur avant l’été. Mais EDF n’en a pas fini pour autant avec les démarches administratives avant de pouvoir le mettre en route pour de bon. L’année 2024 va en effet marquer de nouvelles étapes indispensables pour permettre de lancer la production d’électricité de l’EPR.

Une étonnante consultation du public avant la délivrance de l’autorisation de mise en service

À la suite de la demande d’autorisation de mise en service du réacteur transmise par EDF à l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en 2021, une consultation du public s’est déroulée du 5 juin au 15 septembre 2023. Une seconde consultation a eu lieu du 15 janvier au 15 février 2024.

Mais ce n’est pas fini. L’ASN a ensuite publié sur son site internet son projet de décision autorisant la mise en service de l’EPR. Cette diffusion se déroule pendant trois semaines, du 27 mars au 17 avril 2024. Ce n’est qu’à l’issue de cette phase qu’EDF recevra enfin l’autorisation de mise en service, avec quelques semaines de retard par rapport à son dernier calendrier en date. Ce feu vert lui permettra de procéder à un premier chargement de combustible, avant de lancer les opérations de démarrage.

D’ailleurs, l’énergéticien a indiqué fin février 2024 que le combustible était prêt. Mais il faudra attendre l’été 2024 pour voir enfin démarrer l’EPR qui devrait atteindre 100 % de sa capacité de production d’ici la fin d’année. À noter qu’un arrêt du réacteur est d’ores et déjà programmé pour 2026 sur une durée de plusieurs mois, afin de réaliser ce qu’EDF appelle une « visite complète 1 ». Des détails seront communiqués ultérieurement pour déterminer les modalités de cette inspection.

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L’explosion des prix de l’électricité ces dernières années a conduit à l’émergence d’un véritable marché de la fraude. Des individus proposent ainsi d’intervenir sur votre compteur afin de faire baisser drastiquement votre facture d’énergie. Une pratique évidemment illégale et dangereuse.

La fraude n’est pas une pratique nouvelle dans le secteur de l’énergie. L’utilisation d’un aimant pour ralentir la roue des vieux compteurs électromécaniques, par exemple, était une pratique connue par le passé, qui permettait de diminuer le montant de la facture. Les compteurs électroniques qui ont pris le relais des anciens modèles électromécaniques étaient plus difficiles à trafiquer. Et le déploiement récent des compteurs communicants Linky devait rendre la fraude impossible.

En effet, les nouveaux compteurs communicants transmettent des informations à distance. On pourrait donc penser qu’une éventuelle fraude serait détectée en temps réel, permettant aux équipes d’ENEDIS de faire le nécessaire rapidement pour y mettre un terme. En réalité, ce n’est pas si simple. Il semble qu’un nouveau marché ait émergé ces derniers mois, sans doute à la faveur de l’explosion des prix de l’électricité depuis deux ans. Un journaliste de France 2 a ainsi échangé sur la messagerie en ligne Telegram avec un individu qui lui promettait une intervention pour 200 euros (avec un prix de groupe à 300 euros pour l’électricité et le gaz) qui lui permettrait de faire baisser sa facture d’énergie. Dans le reportage diffusé au journal télévisé de 13h le 2 avril, on parle d’une baisse de la facture de l’ordre de 50 à 70 %.

Comment fonctionne la fraude au compteur Linky ?

Mais comment procèdent ces personnes pour obtenir cette chute drastique des consommations ? Pour le comprendre, il faut se rappeler que l’électricité du réseau public de distribution passe des lignes présentes sur la voie publique (aériennes ou enfouies dans le sol) vers un câble de dérivation qui dessert chaque propriété (maison ou immeuble). Ensuite, l’électricité transite vers chaque logement et traverse le compteur avant d’alimenter l’ensemble des circuits électriques de l’habitation. Lorsqu’on utilise un appareil électrique dans la maison, la consommation est enregistrée par le compteur, qui la transmet chaque demi-heure à ENEDIS, puis au fournisseur d’électricité, qui établit la facture.

Pour faire baisser cette facture, il suffit logiquement de diminuer la consommation enregistrée par le compteur. Comme il semble difficile de toucher au compteur Linky proprement dit, une autre technique est employée : celle de la dérivation électrique. Cela n’a rien d’innovant en soi. Il s’agit de brancher certains appareils électriques directement au réseau public situé avant le compteur Linky, de sorte que la consommation ne soit pas enregistrée par le compteur. Ainsi, elle n’est pas facturée. Cette dérivation est généralement reliée aux appareils les plus énergivores, afin que la baisse de la facture soit importante : ballon d’eau chaude, lave-linge, sèche-linge, lave-vaisselle. Elle ne concerne pas l’ensemble des appareils électriques de la maison afin que le compteur enregistre tout de même une consommation, même faible. En effet, une absence totale de consommation du jour au lendemain dans une résidence principale pourrait facilement attirer l’attention d’ENEDIS.

Sur Ebay ou Leboncoin, il est facile de trouver des personnes proposant leurs services pour réaliser une fraude ou vendre des scellés.

Les dangers de la manipulation frauduleuse du compteur Linky

La mise en œuvre d’une dérivation sur le compteur est un grave problème. D’abord, l’opération en elle-même est particulièrement dangereuse puisque l’individu l’effectue alors que l’installation est sous tension. De plus, ce genre d’installation frauduleuse peut provoquer un court-circuit suivi d’un incendie sur l’installation, entraînant un risque important pour la sécurité des occupants de l’habitation et de l’immeuble le cas échéant. On peut se demander à ce titre si la dérivation frauduleuse ne contourne pas également les protections individuelles présentes sur le tableau électrique (disjoncteur de branchement, disjoncteurs différentiels) qui protègent les occupants en cas de défaillance d’un appareil.

Enfin, cette pratique caractérise un vol d’énergie qui est un délit. L’article 311-2 du Code pénal indique que « la soustraction frauduleuse d’énergie au préjudice d’autrui est assimilée au vol ». Et l’article suivant précise que « le vol est puni de trois ans d’emprisonnement et de 45 000 euros d’amende ».

Au-delà du volet pénal, lorsque l’agent d’Enedis se rend sur place pour constater le vol, il facture un forfait « agent assermenté » de 506,33 euros prévu en cas de « manipulation frauduleuse du dispositif de comptage » par son catalogue des prestations. Par ailleurs, en cas de fraude, un redressement est facturé au titre des consommations non réglées. Enedis a prévu une procédure dédiée qui donne les détails de la rectification effectuée. Si le compteur n’a pas enregistré la consommation, le redressement s’effectue soit sur l’historique de consommation s’il existe, soit sur la base des consommations enregistrées habituellement sur les profils du même type. Concernant la période corrigée, elle peut remonter jusqu’à deux ans en arrière pour un client particulier et jusqu’à 5 ans pour les professionnels. Enedis demandera aussi réparation pour tout dégât causé sur l’installation.

Enedis lutte contre la fraude à l’aide de l’intelligence artificielle

Pour lutter contre la fraude, Enedis examine les index transmis par Linky. Une baisse anormale et soudaine des consommations peut entraîner un contrôle de la part des agents du distributeur. Toutefois, dans la pratique, il n’est pas forcément aisé pour les agents de traiter l’ensemble des mouvements anormaux. La baisse des consommations dans un logement peut avoir plusieurs explications, dont la plupart totalement légitimes : départ en vacances pendant plusieurs semaines, changement de mode de production d’eau chaude et de chauffage, résiliation d’un bail, départ d’un occupant, etc. La multiplication des cas de baisse des consommations rend la détection de la fraude pas si évidente.

Interrogé par le journal Le Parisien, le directeur clients d’Enedis, Eric Salomon a évoqué ce phénomène de fraude en indiquant que 250 agents traitaient les alertes transmises par les compteurs Linky, afin de repérer d’éventuels cas. Il a aussi précisé avoir recours à l’intelligence artificielle (IA) pour comparer le niveau de consommation d’un logement avec d’autres habitations du même type, ce qui permet de déceler des niveaux anormalement bas de consommations.

Et Enedis a publié un communiqué de presse sur le sujet le 6 mars 2024 afin d’appeler les consommateurs « à la plus grande vigilance », indiquant que le nom et l’identité de certains de ses collaborateurs étaient parfois usurpés à des fins frauduleuses. Il semble donc que des usagers soient bernés par de faux employés d’Enedis qui leur proposeraient leurs services pour faire baisser leur facture d’énergie. Le distributeur a rappelé à cette occasion la condamnation de deux hommes à Besançon en décembre dernier, pour avoir proposé et réalisé des actes frauduleux sur des compteurs électriques. Les peines prononcées sont alors allées jusqu’à 24 mois de prison, dont 12 avec sursis probatoire de trois ans et 25 000 euros d’amende dont 15 000 euros avec sursis.

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Le développement des énergies renouvelables nécessite de moderniser les réseaux pour prendre en compte ces nouveaux modes de production. Et ce n’est pas toujours évident, comme le prouve l’exemple récent de la Pologne, contrainte de réduire la production de ses énergies renouvelables afin d’éviter de déséquilibrer son réseau électrique.

Face à l’urgence climatique, l’Union européenne s’est fixée comme objectif d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Chaque État membre met ensuite en place une politique énergétique adaptée afin de parvenir à cet objectif et cela passe notamment par le recours aux énergies renouvelables (ENR).

En Pologne, en 2023, le charbon assurait 61 % de la production d’électricité. Le pays mise sur le nucléaire pour décarboner sa production à l’avenir. Le gaz devrait assurer la transition dans l’attente du démarrage des premiers réacteurs, qui ne devrait pas avoir lieu avant 2033. Les énergies renouvelables connaissent également une forte croissance en Pologne, principalement avec le photovoltaïque. Le pays constitue le troisième marché solaire en Europe, derrière l’Allemagne et l’Espagne, avec 12,4 gigawatts (GW) de capacité installée fin 2022.

Mais en tant que source de production d’électricité non pilotable, les ENR nécessitent de disposer de moyens de production flexibles permettant d’équilibrer en permanence l’offre et la demande sur le réseau, sous peine de voir survenir un black-out. En outre, le réseau doit subir des adaptations afin d’accueillir les moyens de production décentralisés que sont les ENR.

Le réseau polonais inadapté aux nouveaux modes de production décentralisés

Or, la Pologne n’a pas suffisamment modernisé son réseau pour cela. Ainsi, face à un afflux de production d’énergie éolienne et solaire, le pays a été contraint de prendre une décision drastique : effectuer une déconnexion d’une partie de son parc photovoltaïque du réseau. En pratique, le gestionnaire de réseau polonais Polskie Sieci Electroenergetyczne (PSE) a effectué une réduction de la capacité de production d’énergie photovoltaïque, pour la troisième fois au mois de mars. Cette troisième salve de réduction a eu lieu au cours de la journée du 26 mars : -1 201 mégawatts (MW) entre 11 h et 12 h, -1 877 MW entre 12 h et 13 h puis -1 711 MW entre 13 h et 14 h.

PSE justifie cette décision dans un communiqué de presse « en raison de l’offre excédentaire de production dans le système électrique national et de la nécessité de restaurer les capacités de régulation du système électrique national ». Pour éviter ce gâchis de production solaire tout en préservant l’équilibre du réseau, la Pologne doit donc accélérer la mise à niveau de son réseau électrique afin que cet épisode ne se renouvelle pas trop souvent. À ce titre, le pays bénéficie du soutien financier de la banque européenne d’investissement (BEI) pour entreprendre ces travaux. Fin 2022, la BEI a en effet annoncé un soutien de plus de 466 millions d’euros accordé à la Pologne pour moderniser le réseau de transport et y intégrer les ENR.

À savoir que la Pologne n’est pas un cas isolé dans le monde. L’État du Texas, aux États-Unis, qui est devenu un champion du renouvelable en quelques années, n’a pas pris la mesure des besoins en modernisation de son réseau électrique. Ainsi, en 2022, il a déjà dû brider sa production éolienne et solaire. Selon l’Agence d’information sur l’énergie américaine (EIA), le Texas pourrait ainsi perdre 13 % de sa production éolienne et 19 % pour le solaire d’ici 2035 en raison de décisions de bridage, afin de préserver l’intégrité du réseau.

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Le prix de gros de l’électricité retrouve des niveaux comparables à ceux précédents la crise de l’énergie. Pourtant, le prix payé par le consommateur n’a pas baissé, bien au contraire puisqu’une augmentation de 10 % a été appliquée sur le tarif réglementé de vente (TRV) au 1ᵉʳ février 2024. Alors pourquoi une telle décorrélation entre le prix de gros de l’électricité et le prix payé par les usagers ?

La facture d’électricité des Français est en constante augmentation depuis deux ans avec des hausses successives du tarif réglementé de vente (TRV). Entre février 2022 et février 2024, il a connu une hausse totale de près de 40 %. De quoi fortement perturber la trésorerie des ménages et des petits professionnels. Depuis quelque temps, on entend parler de la baisse des prix sur le marché de gros de l’électricité, sans que le consommateur final voie sa facture diminuer pour autant.

En effet, après avoir subi de fortes hausses en 2021 et 2022 en raison de la baisse de la production nucléaire et hydraulique et de l’envolée du prix du gaz résultant de la guerre en Ukraine, le prix de gros de l’électricité connaît enfin une courbe descendante pour retrouver des niveaux similaires à ceux d’avant la crise. Selon l’organisme Ember, en France, le prix de gros moyen était de 76,66 euros/mégawattheure (MWh) contre 132,28 euros/MWh en janvier 2023 et 211,58 euros/MWh en janvier 2022. Il était de 59,47 euros/MWh en janvier 2021.

Distinction entre marché de gros et marché de détail de l’électricité

Si le prix de gros de l’électricité diminue, pourquoi paye-t-on toujours plus cher nos factures ? Déjà, il faut distinguer le marché de gros de l’électricité sur lequel les producteurs vendent l’électricité aux fournisseurs. Les échanges se font à différentes échéances : soit à très court terme, dans le cadre des produits spots avec des livraisons le jour même ou le lendemain, soit à plus long terme, dans le cadre de produits à terme avec des livraisons dans plusieurs semaines, mois, trimestres, voire années. Le prix est alors négocié au moment de la conclusion du contrat. Quand on dit que le prix de gros de l’électricité a baissé, on parle du marché spot, à court terme.

Or, cette baisse des prix sur le marché de gros à court terme n’est pas directement répercutée sur le prix payé par le consommateur final. Et tant mieux, parce que cela voudrait dire que le tarif de l’électricité payé par l’usager serait sujet à une variation quotidienne des prix, ce qui rendrait difficile la compréhension des factures et l’exposerait à des tarifs parfois nuls, parfois extrêmement élevés. Dans le cadre du marché de détail, un contrat est signé entre le fournisseur et son client pour la livraison d’électricité. Le prix du kilowattheure (kWh) est alors fixé sur la base du TRV ou librement déterminé par le fournisseur, pour les offres de marché. Le montant du TRV est fixé par les pouvoirs publics, après avis de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Il peut être modifié deux fois par an, en février et en août.

Le tarif réglementé de vente de l’électricité ne cesse d’augmenter malgré une chute des prix de gros

En février dernier, le TRV a augmenté de près de 10 % alors même que les prix spot de l’électricité connaissent une décrue. En réalité, lors de sa consultation, la CRE avait suggéré de conserver un niveau de prix stable : +0,18 % HT pour les clients résidentiels et -3,55 % HT pour les professionnels soumis au tarif bleu. Mais les pouvoirs publics ont décidé d’augmenter les taxes (l’ancienne Taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité (TICFE) appelée dorénavant l’accise). Pendant la crise, le montant de l’accise avait en effet été diminué à hauteur de 1 euro/MWh dans le cadre du bouclier tarifaire. Il est désormais de 21 euros/MWh. L’augmentation des taxes explique donc que le prix du kWh n’a pas baissé sur nos factures. Mais peut-on imaginer une diminution lors des prochaines échéances ? Mauvaise nouvelle : le gouvernement a déjà prévenu qu’une nouvelle hausse de l’accise allait intervenir en février 2025, pour retrouver son niveau d’avant-crise (32,44 euros/MWh).

Au-delà du montant des taxes, le prix du TRV est également affecté par le prix du marché de gros à long terme. Or, les acteurs de ce marché se sont montrés très précautionneux dans la fixation des prix pour les livraisons lointaines, compte tenu de la crise de l’énergie qui a marqué les esprits. Le gestionnaire de réseau RTE avait alerté sur la situation en précisant que l’augmentation des prix à terme sur le marché français « intégraient, depuis le second trimestre 2022, une prime de risque décorrélée des fondamentaux économiques sous-tendant les marchés de l’électricité ». Pour RTE, cela traduisait « une forte aversion au risque des acteurs et une couverture contre des scénarios de risque extrêmes qui n’apparaissaient toutefois que très peu probables ». Heureusement, cette prime de risque a progressivement disparu fin 2022 avant de réapparaître brièvement au printemps et à l’été 2023 pour s’effacer à nouveau depuis la fin de l’été 2023.

Enfin, il faut rappeler que les consommateurs sont libres de choisir leur fournisseur d’énergie. Et s’il était difficile de trouver des offres intéressantes pendant la crise, la situation s’améliore depuis quelques mois. Il peut donc être utile de comparer les offres et d’examiner celles proposées par les fournisseurs alternatifs, qui proposent souvent des réductions par rapport au prix du TRV.

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Le ministre de l’Économie a annoncé vendredi dernier le déploiement d’un « plan de bataille » pour soutenir la production de panneaux solaires sur le sol français. Une bonne nouvelle pour la filière, fortement touchée par la concurrence des produits chinois.

La filière de production photovoltaïque européenne subit de plein fouet la concurrence asiatique. En cause, la politique américaine issue de l’Inflation Reduction Act qui favorise largement la filière photovoltaïque américaine. Cette politique a conduit à bloquer les produits chinois à la frontière américaine. Les entreprises chinoises ont donc réagi en inondant le marché européen avec des panneaux bon marché, ce qui a fortement déséquilibré les entreprises européennes. Plusieurs groupes implantés en Europe ont de ce fait pris la décision de délocaliser leurs usines aux États-Unis, bénéficiant ainsi de subventions américaines. C’est le cas par exemple de Meyer Burger qui ferme son usine photovoltaïque en Allemagne pour s’installer outre Atlantique.

Un « plan de bataille » pour soutenir la filière photovoltaïque en Europe

Afin de ne pas asphyxier la filière européenne et de garder une certaine souveraineté en matière de production photovoltaïque, il était urgent de réagir. En France, cela passe par l’annonce d’un « plan de bataille » pour le secteur. Accompagné du ministre délégué à l’Industrie et à l’Énergie, Roland Lescure, c’est Bruno Le Maire, ministre de l’Économie qui a annoncé la feuille de route, vendredi dernier, lors d’un déplacement dans un parc photovoltaïque à Manosque (Alpes-de-Haute-Provence).

Le but affiché est de doubler le rythme de déploiement des capacités d’énergie solaire en France d’ici 2030, conformément à l’objectif fixé par la stratégie nationale énergie climat. Il s’agit aussi de soutenir la filière française en proposant un « pacte solaire » pour inciter à produire et à acheter en Europe et même en France. Selon Bruno Le Maire, le but est de « produire en France d’ici 2030, 40 % des panneaux photovoltaïques que nous utilisons ».

La provenance des panneaux solaires mieux identifiée

Pour soutenir la filière, l’État entend intégrer à ses appels d’offres des critères sur le contenu carbone des panneaux, afin que les modules produits localement soient mieux notés. Et les grandes entreprises telles que TotalEnergies, Engie ou EDF ont été appelées par le ministre à intégrer le pacte solaire. En outre, un « Induscore » devrait être élaboré dans la filière. Fondé sur le même modèle que le Nutriscore dans le secteur alimentaire, il attribuera un classement de A à E qui permettra de connaître le pourcentage de fabrication d’un module en Europe. La note A sera attribuée si 4 étapes de fabrication au moins ont été réalisées en Europe. La note E signifiera au contraire que le produit est importé depuis l’extérieur de l’Europe. Reste à connaître les modalités d’application de l’Induscore, car le parallèle avec le Nutriscore n’est pas vraiment rassurant. En effet, le Nutriscore est décrié en raison de sa portée limitée : son application n’est pas obligatoire et dépend du bon vouloir des entreprises.

L’article Panneaux solaires fabriqués en France : l’État dévoile son plan pour stimuler la production est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’Inde s’est engagée à atteindre la neutralité carbone d’ici 2070. C’est un défi pour cet État encore fortement dépendant du charbon pour sa production d’électricité. Pour parvenir à son objectif, le pays devenu le plus peuplé au monde devant la Chine, mise sur le nucléaire et les énergies renouvelables.

L’Inde connait une forte croissance économique avec une augmentation du produit intérieur brut (PIB) supérieure à 7 % en 2023. C’est aussi le troisième plus gros consommateur d’énergie au monde. Mais le pays fait face à un véritable défi consistant à soutenir cette croissance (la demande en énergie devrait bondir de 35 % d’ici 2030), tout en tenant compte des enjeux environnementaux. En effet, l’Inde n’est pas épargnée par les catastrophes naturelles, telles que les inondations, les épisodes de fortes chaleurs et de sécheresse, les tremblements de terre ou encore les cyclones.

La neutralité carbone envisagée pour 2070

Lors de la conférence sur le climat (COP26) qui s’est déroulée à Glasgow en 2021, le Premier ministre Narendra Modi s’était engagé à ce que son pays atteigne la neutralité carbone d’ici 2070. Pour étudier les moyens permettant d’atteindre cet objectif, un rapport a été établi par l’Institut indien de gestion d’Ahmedabad (IIMA). Cette étude devait déterminer les méthodes permettant de baisser le coût de l’électricité pour les consommateurs et de décrire le mix énergétique à mettre en place pour atteindre la neutralité carbone.

Pour cela, elle établit plusieurs scénarios en fonction des énergies décarbonées considérées et de différents niveaux de croissance économique possibles. S’il n’est pas question que le charbon cède sa place dominante dans le système énergétique indien au cours des 20 prochaines années, la part du nucléaire et des énergies renouvelables va, elle, augmenter au fil des ans.

Le nucléaire associé aux énergies renouvelables pour réussir la transition énergétique en Inde

Ainsi, le rapport mise sur « une production substantielle d’énergie nucléaire en 2070 ». C’est d’ailleurs avec le scénario qui met l’accent sur l’énergie nucléaire (331 gigawatts [GW] d’ici 2070) que le coût de l’énergie sera au plus bas pour les consommateurs. Le pays avait déjà annoncé vouloir multiplier par trois sa capacité de production nucléaire d’ici 2032 en mettant en service chaque année un réacteur nucléaire, pour atteindre 50 000 mégawatts (MW) installés en 2040.

Du côté des énergies renouvelables, l’Inde avance à grands pas, à l’image de ses gigantesques parcs solaires et éoliens accueillis en plein désert du Thar. Elle a dépassé son objectif de 15 % d’électricité d’origine renouvelable en 2020 pour se hisser à un niveau de 20 % à cette date. Le prochain défi sera de parvenir à 50 % d’ici 2030. Plusieurs axes ont été adoptés dans ce but : développement de la filière de production d’hydrogène vert (pour laquelle une feuille de route bilatérale a été signée en octobre 2022 avec la France), accélération du déploiement des parcs solaires et éoliens.

Enfin, pour accompagner le développement des énergies renouvelables, l’Inde mise sur le stockage grâce à des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) dont la construction est encouragée.

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Le gouvernement vient de combler une lacune en publiant mardi dernier un décret portant sur l’agrivoltaïsme. Le texte encadre la pratique consistant à associer agriculture et production d’énergie solaire. Cette base réglementaire devrait donner un socle solide et permettre à la filière de se développer sereinement.

Cela fait quelque temps que la pratique de l’agrivoltaïsme suscitait l’intérêt des parlementaires. En 2022, une mission flash confiée à des députés avait abouti à la publication d’un rapport tentant d’encadrer l’agrivoltaïsme. Cette même année, le Sénat adoptait en première lecture une proposition de loi en faveur du développement de l’agrivoltaïsme, laquelle a été déposée ensuite à l’Assemblée nationale où elle attend encore d’être examinée. De son côté, l’ADEME avait publié une étude sur la filière pour proposer sa définition et un cadre de mise en œuvre.

Un décret pour encadrer la pratique de l’agrivoltaïsme

Sans texte législatif clair pour l’encadrer, à l’exception de la loi du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables qui l’évoque, l’agrivoltaïsme peine à accélérer son déploiement. Dans la lignée de la loi précitée, le gouvernement vient enfin de publier mardi 9 avril un décret qui définit clairement les conditions de développement de la filière.

En pratique, l’agrivoltaïsme consiste à installer des panneaux solaires au-dessus des cultures telles que des vignes, des arbres fruitiers ou des parcelles abritant de l’élevage. L’intérêt est double pour l’agriculteur : réduire le risque de gel sur les cultures en hiver et les abriter des fortes chaleurs en été, tout en générant un revenu issu de la revente de la production solaire.

Des garde-fous posés par le décret pour préserver l’agriculture

L’émergence de l’agrivoltaïsme avait fait craindre chez certains une dérive qui aurait conduit à délaisser l’activité agricole au profit des seuls revenus issus de la production d’énergie. Le décret répond à cette inquiétude en encadrant strictement la pose des panneaux solaires sur les surfaces agricoles : un même terrain ne peut pas être couvert à plus de 40 % par des installations photovoltaïques. En outre, la baisse de rendement sur la parcelle dotée de panneaux ne peut aller en deçà de 10 %, comparativement à une parcelle dépourvue de panneau qui assume le rôle de parcelle « témoin » (hors élevage). Afin de ne pas gêner l’activité agricole, le texte prévoit aussi que l’installation photovoltaïque doit être en mesure de permettre « une exploitation normale et assure notamment la circulation, la sécurité physique et l’abri des animaux ainsi que, si les parcelles sont mécanisables, le passage des engins agricoles ».

Enfin, le décret aborde un autre point important : celui de l’installation de panneaux photovoltaïques sur des terrains qui ne peuvent pas être cultivés et dénommés « incultes ». Un document cadre doit être établi dans les 9 mois par les chambres départementales d’agriculture afin d’identifier ces terrains, lesquels pourront faire l’objet d’installations photovoltaïques.

Un texte accueilli favorablement par les acteurs de la filière de l’agrivoltaïsme

Ce décret ne constitue qu’un premier pas dans l’élaboration de la législation liée à l’agrivoltaïsme et il est prévu qu’il soit complété par la suite. Du côté des acteurs de la filière, ce décret a reçu un accueil plutôt favorable. La Fédération française des producteurs agrivoltaïques (FFPA) a publié un communiqué indiquant qu’elle « accueille avec satisfaction le décret sur l’agrivoltaïsme ». Elle précise qu’un point d’étape sera indispensable d’ici 3 ans pour vérifier « l’impact du nouveau cadre légal et réglementaire sur le développement de l’agrivoltaïsme en France ». Du côté du syndicat des énergies renouvelables (SER), son président Jules Nyssen déclare que ce texte « est aussi le fruit d’un dialogue efficace entre les acteurs des filières renouvelables et agricoles, dont on ne peut que se féliciter ! ».

Sur la base de ce nouveau texte, la filière va pouvoir accélérer son développement pour devenir un réel acteur de la transition énergétique.

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Mauvaise élève de la classe européenne en matière d’émissions de CO₂, la Pologne entend renverser la tendance en misant sur le nucléaire d’une part et d’autre part sur les énergies renouvelables, avec en particulier l’éolien en mer. Focus sur la stratégie polonaise pour en finir avec sa dépendance au charbon.

La Pologne est à l’avant-dernière place dans le classement des pays d’Europe en matière d’émissions de CO₂ liées à la production d’électricité (2022). En cause, sa forte dépendance au charbon dont il est le plus gros producteur européen avec l’Allemagne. En effet, plus de 60 % de sa production d’électricité est issue du charbon.

La décarbonation du mix électrique passera par le nucléaire en Pologne

Et même si les relations entre la Pologne et la Commission européenne sont régulièrement tendues, et que le gouvernement polonais se montre très difficile en matière d’adoption de nouvelles règles concernant la politique énergétique européenne, le pays avance tout de même dans le domaine. Pour accélérer la décarbonation de son mix électrique, la Pologne a lancé le programme « PEP40 » qui établit sa nouvelle politique énergétique. Dans ce cadre, le pays a décidé de renouer avec le nucléaire civil, avec le projet de construire 2 à 3 centrales d’ici 2043. Les travaux de la première centrale, située à Lubiatowo-Kopalino, doivent débuter en 2026 pour une mise en service à partir de 2033. Elle sera équipée de trois réacteurs d’une puissance de 1 100 MWe.

Pour l’anecdote, la Pologne compte déjà une centrale nucléaire, mais qui est restée inachevée. Située à Zarnowiec, sa construction avait été arrêtée en 1990 à la suite d’un referendum dont le résultat était défavorable à la poursuite des travaux, la population étant marquée par la catastrophe de Tchernobyl quelques années plus tôt.

À noter que la Pologne mise aussi sur les petits réacteurs modulaires (SMR) puisque le pays a donné son accord pour la construction de 24 SMR qui seront répartis au sein de 6 sites et devraient être opérationnels à partir de 2030. En lançant son programme nucléaire, la Pologne espère décarboner sa production d’électricité. Mais la construction de nouvelles centrales prend du temps alors que l’urgence climatique impose d’accélérer le mouvement en faveur de la transition énergétique.

La Pologne entend tirer parti du potentiel éolien de la mer Baltique

Le pays investit donc également dans les énergies renouvelables. Aux côtés du photovoltaïque, l’éolien en mer va se développer dans les années à venir. Pour cela, la Pologne peut compter sur le potentiel exceptionnel de la mer Baltique pour implanter des parcs éoliens en mer. D’autres pays l’ont déjà compris tels que l’Allemagne et le Danemark par exemple. D’ailleurs, à l’été 2022, les pays riverains de la mer Baltique (Danemark, Allemagne, Pologne, Finlande, Suède, Estonie, Lituanie et Lettonie) se sont mis d’accord pour multiplier par 7 leur capacité éolienne offshore d’ici 2030. À l’époque, quelques mois après le début de la guerre en Ukraine, il devenait urgent de se passer du gaz russe dont l’approvisionnement devenait compliqué et de diversifier la production d’électricité.

Du côté de la Pologne, à ce jour, trois projets éoliens en mer sont en cours. Il y a d’abord les trois parcs Baltica qui devraient totaliser une puissance installée de 3,5 gigawatts (GW) avec une mise en service prévue à partir de 2026.

Baltic Power est le deuxième parc éolien en mer qui devrait alimenter la Pologne en énergie décarbonée. Porté par l’entreprise Baltic Power, filiale de la compagnie pétrolière polonaise Orlen, le projet comporte 70 éoliennes pour une puissance totale de 1,2 GW. La mise en service devrait débuter en 2026. Enfin, les parcs MFW Baltyk I, II et III, développés par l’entreprise polonaise Polenergia associée à la société norvégienne Equinor atteindront une puissance de 3 GW. À terme, ce sont plus de 4 millions de foyers polonais qui pourront être alimentés en électricité « verte » grâce à ces trois parcs.

Située à environ 80 km du rivage, la ferme solaire en mer Baltyk III devrait voir sa construction débuter cette année puis une mise en service de la première tranche à partir de 2027. Avec sa capacité de 1 560 MW, le parc Baltyk I est le plus grand parc éolien en construction dans la mer Baltique actuellement. Pour rationaliser les coûts, les trois parcs Baltyk vont partager leurs infrastructures avec par exemple un tronçon commun pour le câble alimentant les trois sites. Selon le PDG de Polenergia, cela « réduira considérablement le processus d’investissement, le rendra plus facile et moins cher ».

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Le chinois Growatt propose une nouvelle solution de stockage d’énergie pour les installations solaires sur balcon. Un bon outil pour améliorer la rentabilité d’un parc solaire domestique.

Pour exploiter au maximum la production électrique de sa centrale photovoltaïque, il y a plusieurs stratégies. L’on peut adopter une discipline stricte, par exemple, en activant tous ses appareils durant les pics de production solaire. Il est également possible de revendre son surplus d’énergie au réseau. Enfin, l’on peut s’équiper d’un système de stockage. Avec cette seconde option, on augmente sa part d’autoconsommation en utilisant l’excédent d’électricité produit en plein soleil pour l’utiliser à tout autre moment du jour ou de la nuit, selon ses besoins.

La batterie NOAH 2000 de Growatt privilégie le stockage d’énergie

Plusieurs sociétés se sont lancées dans la commercialisation de systèmes prêts-à-brancher, permettant de gérer le stockage et l’injection d’énergie solaire de façon modulaire. De nouvelles solutions débarquent régulièrement sur le marché. Parmi elles, la société chinoise Growatt vient de présenter son nouveau système de stockage dédié aux parcs photovoltaïques résidentiels. La batterie NOAH 2000 se combine avec l’onduleur NEO 800M-X et peut être reliée à 4 panneaux solaires via un câble solaire parallèle en Y. Lorsque la batterie est activée, le système emmagasine en priorité l’énergie. Une fois la batterie chargée, le surplus est dirigé vers le réseau électrique domestique pour être utilisé immédiatement.

La batterie est donc chargée en priorité dès lors qu’il y a du soleil. Pour l’utilisateur, c’est l’assurance de bénéficier d’énergie toujours disponible dès que le soleil se couche. Destiné aux installations solaires sur balcon, il peut aussi équiper des panneaux fixés en toiture ou sur un mur, voire même au sol.

Empiler jusqu’à 4 batteries associées à 4 panneaux solaires

Selon les données disponibles sur le site de Growatt, la batterie pèse 23 kilos, dispose d’une sortie maximale de 800 watts (W) et elle est équipée de deux entrées pouvant accueillir une puissance jusqu’à 900 W. Elle se charge avec des températures extérieures comprises entre 0 et 45 °C et se décharge entre -20 °C et 45 °C. Certifié IP66, le produit est étanche à l’eau et résiste à la poussière, permettant son utilisation en extérieur sans problème. Il est également garanti 10 ans et prévu pour fonctionner durant plus de 6 000 cycles de vie.

Côté installation, Growatt a fait simple puisqu’il suffit de relier le micro-onduleur et la batterie au moyen du connecteur rapide H4. Par ailleurs, le micro-onduleur se branche facilement sur secteur via une prise électrique classique. À noter qu’il est possible d’empiler jusqu’à 4 batteries pour atteindre une capacité totale de stockage de 8 192 wattheures (Wh) avec 4 panneaux solaires. Au niveau des dimensions, chaque batterie mesure 406 mm x 235 mm x 270 mm. Aucune information n’est pour l’instant disponible concernant le prix. La firme est toutefois connue pour commercialiser des onduleurs à prix abordable.

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