Luc Rémont, PDG d’EDF, était en visite en Corse cette semaine pour inaugurer le début des travaux de la nouvelle centrale électrique de l’île. Attendue depuis près de 20 ans, la centrale qui fonctionnera à partir de biomasse liquide, devrait coûter la bagatelle de 800 millions d’euros.

Les habitants d’Ajaccio ne regretteront pas les deux cheminées rouges et blanches de la centrale thermique du Viazzo. Mise en service en 1981, cette centrale de l’île est également la dernière centrale de France à utiliser du fioul lourd pour alimenter ses 7 moteurs.

Si tout va bien, à partir de 2027, elle devrait laisser sa place à la centrale du Ricanto, dont la construction vient de commencer à une centaine de mètres de là. D’une puissance équivalente de 130 MW, cette dernière sera équipée de 8 moteurs à haut rendement alimentés, cette fois, par de la biomasse liquide, comme la centrale Port-Est de la Réunion. C’est d’ailleurs ce qui en fait sa particularité, permettant ainsi de se targuer du titre d’énergie 100 % renouvelable.

Une centrale qui carburera au colza

Selon EDF, la centrale devrait être équipée des toutes dernières technologies pour contenir à un seuil particulièrement bas les émissions de particules. En comparaison avec la centrale du Viazzo, les émissions de CO2 devraient chuter de 65 %, et les émissions de particules et de NOx de 75 %. Le système de refroidissement, en circuit fermé, devrait permettre de réduire de 90 % la consommation en eau, par rapport aux 350 000 mètres cubes annuels utilisés dans la centrale du Viazzo.

Pour alimenter en biomasse liquide cette centrale flambant neuve, et ainsi produire l’équivalent de 20 % de la consommation électrique de la Corse, il faudra tout de même cultiver près de 200 000 tonnes de colza par an, soit l’équivalent de 60 000 hectares.

Le montant de l’investissement est étonnamment élevé : 800 millions d’euros, soit un prix de 6,15 euros par watt, ramené aux 130 MW installés sur la future centrale du Ricanto. C’est autant que le projet de gigantesque parc solaire de 1 000 MW prévu en Gironde, bien plus puissant, mais dont la production électrique ne peut pas être pilotée. 800 millions d’euros, c’est aussi le prix que pourrait coûter une giga-batterie de 1 400 MW de puissance, en se basant sur le montant de l’investissement prévu pour la future batterie de Saint-Avold. Enfin, cela équivaut au coût de 20 éoliennes en mer posées de 8 MW pièce, soit 160 MW, en se calquant sur le prix du parc éolien de Saint-Brieuc.

La difficile décarbonation de l’île de Beauté

Le remplacement de la centrale du Viazzo est attendu depuis longtemps, mais a connu de nombreuses difficultés. Et pour cause, les responsabilités de la nouvelle centrale sont grandes : celle-ci devra assurer un approvisionnement suffisant en électricité ainsi qu’un bon équilibrage du réseau tout en réduisant les émissions de CO2.

Attendue depuis longtemps, cette nouvelle centrale thermique alimentée à 100 % par des énergies renouvelables devrait jouer un rôle majeur dans les objectifs de décarbonation et d’indépendance énergétique de l’île, à l’horizon 2050. Encore aujourd’hui, la Corse est, avec les DOM-TOM, parmi les régions les plus émettrices de CO2 du pays pour la production électrique, avec presque 437 gCO2eq/kWh. C’est quasiment 10 fois plus que la France hexagonale.

Cette intensité carbone particulièrement élevée s’explique justement par la dépendance de l’île au diesel, ainsi que ses interconnexions avec l’Italie continentale et la Sardaigne voisines, donc le mix électrique est dominé par les énergies fossiles, en particulier le gaz.

3 milliards d’euros de projets en cours

Depuis 2015 et la publication de la première programmation pluriannuelle de l’énergie régionale, l’île de Beauté investit massivement pour inverser cette tendance. Au total, c’est l’équivalent de 3 milliards d’euros de projets qui ont été lancés sur la période 2016-2023, dont 500 millions de projets d’énergies renouvelables. Les investissements se poursuivent encore aujourd’hui, à l’image de la centrale du Ricanto, dont le coût avoisine les 800 millions d’euros. À l’occasion de la pose de la première pierre de la centrale, Luc Rémont a, par ailleurs, annoncé que près de 200 millions d’euros supplémentaires allaient également être investis en Corse durant les 5 prochaines années.

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Une guerre se joue sur les tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE) : la Commission de régulation de l’énergie (CRE) prône la poursuite des TRVE alors que l’autorité de la concurrence souhaite les supprimer.

Deux rapports contradictoires publiés le 19 novembre 2024 relancent le débat sur l’avenir des TRVE en France. Tandis que la CRE plaide pour leur maintien, l’Autorité de la concurrence recommande leur suppression. Faut-il ou non protéger les consommateurs d’électricité des fluctuations explosives et imprévisibles des prix de l’électricité sur les marchés ? Le débat fait rage entre les deux institutions.

Les arguments pour le maintien des tarifs réglementés ✅

Pour la CRE, les TRVE jouent un rôle stabilisateur et protecteur. Ils permettent un lissage des prix, amortissant les fluctuations, particulièrement précieuses en période de crise. En 2022, alors que les prix sur les marchés de gros flambaient, un million de consommateurs ont préféré revenir vers ces tarifs. La CRE estime que ce mécanisme reste crucial à court terme et doit être prolongé pour cinq années supplémentaires, surtout avec la fin programmée en 2025 de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH), augmentant la dépendance aux prix de gros.

Elle met également en avant le rôle directeur des TRVE dans la structuration du marché. « Cette méthode permet donc aux fournisseurs alternatifs de se développer et de proposer des offres innovantes », comme celles proposées par Octopus, TotalEnergies ou Mobilize, entre autres. En réponse aux critiques sur leur impact concurrentiel, la CRE propose des ajustements mineurs, comme une interdiction du « retour aux TRVE des clients souscrivant une puissance supérieure à 36 kVA qui ont quitté les TRVE depuis moins d’un an pour limiter les allers-retours de court terme entre les TRVE et les offres de marché ».

Les arguments contre le maintien des tarifs réglementés ❌

À l’opposé, l’Autorité de la concurrence considère les TRVE comme des obstacles à une véritable concurrence. « Ils cantonnent les fournisseurs concurrents à un rôle secondaire et limitent la taille de leurs portefeuilles de clients, source d’économies d’échelle » Selon le rapport, les TRVE cristallisent une régulation politique, avec des ajustements souvent influencés par des considérations populistes, au détriment de la transparence et de l’efficacité économique​.

L’Autorité prône donc leur suppression, tout en appelant à mettre en place des mécanismes alternatifs. Parmi les propositions, la désignation de fournisseurs de dernier recours et la création d’un indice de référence calculé par la CRE maintiendraient une forme de protection pour les consommateurs les plus vulnérables.

Un dilemme pour le gouvernement

Le choix entre ces deux visions s’avère délicat. La suppression des TRVE s’inscrit dans la lignée des directives européennes, qui encouragent une transition vers des marchés libéralisés. Cependant, les préférences des Français, fortement attachés aux TRVE, et les inquiétudes sur les hausses potentielles des factures compliquent la donne. La ministre de l’Énergie, Olga Givernet, a promis une décision basée sur ces deux rapports et sur une évaluation gouvernementale en cours. Elle devra arbitrer entre un cadre propice à la concurrence et la nécessité de protéger les consommateurs dans un contexte énergétique toujours incertain.

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) entend faire payer les utilisateurs qui refusent le remplacement de leur ancien compteur électrique par un modèle communicant Linky. Focus sur le prix à payer à partir de l’an prochain pour les anti-Linky.

Les compteurs intelligents Linky sont désormais la norme dans le parc électrique français. Selon les informations publiées par la CRE, 37,3 millions de clients sont équipés d’un compteur évolué au 31 août 2024. Pourtant, souvenez-vous, le déploiement de ces nouveaux compteurs ne s’est pas fait sans difficulté. Une véritable fronde anti-Linky avait compliqué les opérations des techniciens chargés de remplacer les anciens compteurs par les compteurs évolués Linky.

2,1 millions de clients exposés à des frais supplémentaires

Désormais, 2,1 millions de clients restent équipés d’un compteur d’ancienne génération. Ces anciens modèles n’offrent pas les mêmes possibilités que le compteur Linky. Ce dernier communique les index à distance aux services du gestionnaire de réseaux Enedis. Il permet aussi d’effectuer certaines opérations à distance, telles que les augmentations de puissance. Ils permettent donc de faire des économies à Enedis. Les anciens modèles de compteur engendrent donc des frais supplémentaires à Enedis, obligeant des déplacements pour les relevés d’index, notamment.

Dans le cadre de la consultation publique relative au futur tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE7) qui vient de prendre fin, la CRE a indiqué envisager « de mettre en place une facturation des coûts spécifiques générés par les utilisateurs qui ne sont pas équipés de compteurs évolués ».

Entre 40 et 65 € à payer en plus tous les ans pour les anti-Linky

Actuellement, des frais sont déjà appliqués à ces clients, mais seulement s’ils ne transmettent pas leur index de consommation, pour un montant de 56,88 €/an. La position de la CRE devrait se durcir dès l’an prochain. Applicables à partir du 1ᵉʳ août 2025, les nouveaux frais se décomposent en deux volets :

• 6,93 € facturés tous les deux mois au titre des coûts engendrés par la présence d’un ancien modèle de compteur ;
• 4,18 € facturés tous les deux mois pour les clients qui ne communiquent pas leurs index de consommation ou ne prennent pas de rendez-vous pour réaliser le relevé de leur compteur.

Sur un an, les clients non équipés d’un compteur Linky se verront donc facturer entre 41,58 € et 66,66 € supplémentaires. Toutefois, ces frais ne visent que les clients opposés au compteur Linky et non ceux (très rares) qui se trouvent dans une impossibilité technique du fait d’Enedis de faire remplacer leur compteur par un modèle Linky. Cette proposition de tarification complémentaire n’est toutefois pas encore définitive. La consultation publique étant close, la CRE prendra sa décision début 2025, valable pour une durée de 4 ans.

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L’appel d’offres flexibilités a été un franc succès, selon les volumes lauréats dévoilés par Capital. À mesure que la part intermittente de production d’électricité grandit dans le mix, la consommation doit se décaler pour s’adapter à cette production.

Lancé en août 2024 par Réseau de transport d’électricité (RTE), l’appel d’offres « flexibilités décarbonées » vise à soulager les pics de consommation pour les décaler vers les pics de production et inversement. Ce dispositif vise à encourager les sites industriels à réduire ou déplacer leur consommation électrique en période de forte demande, en échange d’une rémunération complémentaire. Il s’adresse aussi aux sites de stockage, pour injecter de l’électricité en cas de déséquilibre du réseau.

Cet appel d’offres, conforme aux articles L.271-4 et L.352-1-1 du Code de l’énergie, s’adresse aux sites industriels et aux infrastructures de stockage d’électricité capables de réaliser des effacements de consommation. Les critères excluent toutefois les sites réalisant des effacements en recourant à des moyens d’autoproduction dits conventionnels, comme les générateurs diesel, ou bénéficiant d’options d’effacement réglementées (comme l’option Tempo). L’objectif initial pour les périodes 2025 et début 2026 était de contractualiser un volume maximal de 2 900 MW par période, c’est-à-dire une puissance décalable en cas de tension sur le réseau, pour le soulager.

Des consommateurs qui s’engagent à réduire ou décaler leur demande en électricité

Clôturé en octobre, l’appel d’offres a suscité un vif intérêt. Selon Olga Givernet, ministre déléguée à l’énergie, « 170 offres ont été retenues pour un volume de 2 400 mégawatts pour 2025 et 2 800 mégawatts pour le premier semestre 2026 ». Ces résultats traduisent un engouement pour l’effacement électrique où des consommateurs s’engagent à réduire ponctuellement la consommation énergétique des sites participants, gratifiés d’une rémunération pour ce geste. « La demande en moins pourrait représenter l’équivalent de deux à trois réacteurs nucléaires », ajoute la ministre déléguée, soulignant l’impact potentiel sur la stabilité du réseau électrique.

Dans un récent rapport, RTE montrait l’utilité d’accéder à ces flexibilités, notamment pour mieux passer le pic de production solaire. Le gisement est présent et la dynamique est enclenchée. Avec la pénétration des énergies renouvelables dans le mix électrique français, le réseau gagnera à être plus flexible. Avec, à la clé, une responsabilisation du consommateur et des gains financiers.

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Dans sa quête de la neutralité carbone fixée en 2060, la Chine inaugure une centrale solaire d’une puissance comparable à celle de deux des plus grands réacteurs nucléaires français. Implantée sur des mines de charbon désaffectées, l’installation utilise des technologies modernes, et promet d’alimenter des millions de foyers.  

Il n’aura fallu que 14 mois pour construire cette immense centrale solaire chinoise du projet Mengxi Blue Ocean, situé dans le désert de Gobi, à Ordos, en Mongolie-Intérieure. Cette installation photovoltaïque se compose de 5,9 millions de panneaux solaires montés sur suiveurs et déploie une puissance de 3 GW, ce qui en fait la deuxième plus puissante au monde, juste après le projet Midong, en Chine. Ce dernier est constitué de 5,26 millions de panneaux bifaciaux déployant 3,5 GW. Mengxi Blue Ocean, c’est aussi la plus grande centrale sur site unique en Chine. Elle s’étend sur « seulement » 7 000 hectares. En comparaison, le parc de Midong occupe une superficie totale de plus de 80 000 hectares, les panneaux étant largement répartis sur les vastes étendues de terres.

Après un peu plus d’un an de construction, la centrale a été mise en service le 5 novembre dernier et fournit désormais de l’électricité dans les zones côtières. Les panneaux ont été préassemblés par des bras robotiques, et se verront aussi nettoyés par des robots. Quant aux suiveurs solaires, ces systèmes, fournis par l’entreprise Artech, s’appuient sur l’intelligence artificielle afin d’optimiser l’angle d’inclinaison des modules. Leur utilisation a amélioré la capacité de l’installation de près de 8 %. La centrale devrait ainsi fournir 5,7 TWh d’électricité par an pour alimenter 2 millions de foyers.

Une installation sur d’anciennes mines de charbon

Dans ce pays tournant majoritairement à l’énergie fossile, le projet permettrait d’économiser 1,71 million de tonnes de charbon par an, évitant l’émission annuelle de 4,7 millions de tonnes de CO2. D’ailleurs, la centrale est installée sur un ancien site d’extraction de mines de charbon. Le terrain a été affecté par des affaissements dus à ces anciennes exploitations, poussant l’opérateur du projet à investir dans des solutions adéquates, notamment des systèmes de montage flexibles avec des poteaux télescopiques pour s’adapter à la structure du sol.

De plus, la centrale a également été pensée pour mieux respecter les prairies environnantes. Sous les panneaux, en effet, se développent des plantes fourragères et des plantes fixatrices de sable, qui offrent un espace végétatif utilisé comme pâturage pour des moutons australiens. Ainsi, au lieu d’utiliser du béton, le constructeur a misé sur des monopieux en acier en forme de H, qui se révèlent moins invasifs pour l’écosystème.

Transférer de l’électricité vers l’Est du pays

Porté par CHN Energy — qui vient de mettre également en service la plus grande centrale solaire offshore au monde — ce projet s’inscrit dans une initiative plus large visant à transférer de l’électricité de l’Ouest vers l’Est du pays. Ce programme, instauré depuis deux décennies, cherche à mieux faire face au déséquilibre des ressources énergétiques dont souffre la Chine. En effet, la géographie du pays désavantage largement ses régions orientales, dans lesquelles les demandes en électricité sont pourtant très élevées en raison du fort développement économique. Le grand projet vise donc à acheminer l’énergie depuis des zones de l’Ouest, comme la Mongolie-Intérieure, Guizhou et Yunnan, vers les zones déficitaires de l’Est, dont Pékin, Guangdong, ou encore Tangshan.

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Les kits de panneaux solaires photovoltaïques plug and play, c’est bien. Mais c’est encore mieux quand on peut les associer à une batterie. C’est ce que propose désormais la société nantaise Beem Energy.

Beem Energy est une entreprise nantaise connue pour ses kits de panneaux solaires photovoltaïques prêts à brancher — plug and play, comme disent les anglophones. Le premier a été mis sur le marché en 2019. Un Beem kit conçut en France pour être simple à installer et à utiliser. Mais auxquels il manquait jusqu’ici le petit plus qui pourrait faire la différence : une batterie domestique.

En janvier dernier, Beem energy avait annoncé sa volonté d’étoffer sa gamme. Avec un kit d’autoconsommation plus compact et encore plus simple, le Beem On. Mais aussi avec un kit qui se différencie des autres, parce que destiné à une installation en toiture, le Beem Roof. Et, la tant attendue batterie domestique. La Beem Battery était présentée comme la solution pour une maison autonome en électricité — au moins dans certaines régions.

Jusqu’à 60 % d’autonomie électrique

Cette Beem Battery — une technologie LFP — est désormais disponible à l’achat. Même si ses performances semblent avoir été légèrement revues à la baisse. Il y a quelques mois, Been Energy espérait garantir grâce à sa batterie domestique reliée à une solution Beem Roof de 3 kilowatts crête (kWc), une autonomie de 75 % et une économie de presque 1 500 euros pour un foyer chaque année.

Aujourd’hui, la société nantaise annonce une autonomie jusqu’à 60 % et en moyenne 1 000 euros d’économies annuelles sur 20 ans. Le tout grâce à une Beem Battery de 6,6 kilowattheures (kWh) associée à 6 stations Beem On — la batterie est aussi compatible avec les Beem Kit et le Beem Roof — d’une puissance totale de 2,760 kWc. C’est le minimum recommandé — le maximum accepté étant de 9 kWc — par les experts de Beem Energy pour que leur solution devienne économiquement intéressante. Et cela permet une autonomie d’alimentation de 12 heures. Et, promet la société nantaise, l’alimentation de tous les appareils d’un foyer, même s’ils fonctionnent simultanément.

Une solution pour optimiser l’autoconsommation solaire

La Beem Battery existe aussi en version 10 kWh — autonomie jusqu’à 18 heures — ou même 13,4 kWh — autonomie de 24 heures. Toutes les versions sont présentées comme intelligentes. Comprenez qu’elles détectent en temps réel la situation du foyer. S’il consomme plus qu’il produit, la batterie se décharge. S’il produit plus qu’il consomme, elle se charge. Une fonction permet aussi de déclencher un appareil de son choix — un ballon d’eau chaude, par exemple — lorsque la production est importante. Pour maximiser l’autoconsommation. Mais la possibilité est laissée à l’utilisateur de prendre la main à sa guise par l’intermédiaire d’une application. Pour programmer la décharge en fonction des tarifs de son abonnement au réseau, par exemple, et maximiser ainsi ses économies. Une fonction « secouru », enfin, permet à la batterie de prendre le relais instantanément en cas de coupure sur le réseau.

Notez que Beem Energy recommande d’installer la batterie en intérieur dans un espace à 20 °C et bien ventilé. Il est ainsi intéressant de savoir que sa hauteur varie entre 120 et 165 centimètres pour une largeur de 75 cm et une profondeur de 22 cm.

Côté prix, les 6 stations Beem On sont affichées à 3 594 euros. Et la Beem Battery de 6,6 kWh à 5 390 euros. Cette dernière est garantie 6 000 cycles à 60 % de son état original, soit environ 15 ans. Mais le site de Beem Energy propose des formules à partir de 6 190 euros — kit plug and play plus batterie — hors pose et coffrets de protection ou de 11 900 euros — kit toiture plus batterie — pose incluse, mais aides déduites.

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Rendre la consommation électrique nationale plus flexible pourrait se faire sans « perte de confort ni aucun autre effort », selon Réseau de transport d’électricité (RTE). Le gestionnaire du réseau national appelle à développer des solutions pour mieux décaler les usages les plus énergivores sans contraintes.

Face à la part grandissante du solaire notamment, la flexibilité de la consommation électrique devient essentielle. Le récent baromètre des flexibilités de consommation d’électricité met en lumière les avantages économiques et environnementaux de cette démarche, ainsi que les prérequis techniques et économiques nécessaires pour une mise en œuvre efficace.

La flexibilité de consommation, ou l’art de décaler ou de moduler certains usages électriques, est bénéfique pour tous : particuliers, entreprises et collectivités. Par exemple, la recharge des véhicules électriques est modulable et pourrait réduire de 3,8 gigawatts (GW) la consommation en soirée, tout en augmentant de 4,5 GW celle de l’après-midi. Le chauffage électrique est, lui aussi, modulable, mais 60 % des Français conservent encore une température inchangée (au lieu d’une modulation jour/nuit, voire plus évoluée). Il y a aussi la production d’eau chaude sanitaire (que 45 % des Français ne décalent pas actuellement) et le lavage (vaisselle et linge) qui peuvent être décalés durant les heures où l’électricité est moins coûteuse.

À l’horizon 2030, ces flexibilités pourraient assurer près de 50 % des besoins de modulation du système électrique et réduire de 75 % l’écrêtement des énergies renouvelables, évitant ainsi jusqu’à 3 milliards d’euros de dépenses pour de coûteuses solutions de stockage d’énergie.

Besoin de technologies pour piloter

Le décalage de consommation repose aujourd’hui sur des solutions technologiques accessibles. Les équipements permettant de piloter automatiquement les usages dans les bâtiments tertiaires deviennent indispensables et obligatoires (neuf et existant) avant 2027, avec un objectif de 100 000 unités installées d’ici 2030, contre seulement 25 500 en 2023.

Les bâtiments résidentiels ne sont pas en reste : d’ici 2030, 17 % des ménages pourraient être équipés de systèmes de gestion domestiques de l’énergie (HEMS) actifs, contre seulement 3 % aujourd’hui. Ces dispositifs contribueront à déplacer la consommation d’eau chaude sanitaire ou de recharge des véhicules électriques, générant des économies d’énergie substantielles.

Un avantage financier pour le consommateur et le producteur

Des économies d’énergie, donc, et des économies financières. Le baromètre insiste sur l’écart de prix spot, qui reflète pour chaque heure de la journée du lendemain les conditions d’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité, entre la pointe du soir la pointe méridienne (basse grâce au solaire), de 34 % et 85 % pour respectivement les jours ouvrés et le week-end. Le cas français n’est pas isolé. L’écart de prix entre le maximum du pic de consommation et le maximum du pic de production solaire est de 60 euros le mégawattheure (€/MWh) en Espagne, Allemagne et aux Pays-Bas. Il est même de 250 €/MWh en Australie !

Côté producteur, la flexibilité serait bienvenue. D’une part, le nombre d’heures où les sont prix négatifs explose. 27 heures en 2019, 64 heures en 2021 et 322 heures entre janvier et août 2024. L’écrêtement des renouvelables sera par conséquent lui aussi limité. De -0,5 térawattheure (TWh) d’écrêtement en moins grâce aux flexibilités auxquels s’ajoutent -1 TWh d’écrêtement grâce à l’évolution des plages tarifaires (heures pleines/ heures creuses par exemple).

Envie d’aller plus loin sur le sujet ? Sur notre forum, la section ‘Domotique’ accueille des échanges sur les solutions pratiques pour moduler et automatiser sa consommation électrique au quotidien. Vos retours d’expérience et questions enrichiront les discussions et aideront à avancer ensemble sur ces enjeux.

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Tout juste élu, le fantasque président américain Donald Trump ne cesse de polariser les opinions, en particulier en matière d’énergie et de climat. Son scepticisme sur la question du changement climatique et sa volonté de protéger coûte que coûte les intérêts économiques américains engendrent de nombreuses inquiétudes à l’échelle internationale. Pour autant, l’élection de Trump sonne-t-elle le glas des énergies renouvelables aux États-Unis ?

« Drill baby, drill » (Fore chéri, fore). En reprenant les mots de la campagne de 2008 du Parti républicain, le 19 juillet dernier à Milwaukee, Donald Trump lançait un message clair : les énergies fossiles feront partie intégrante de la politique énergétique des États-Unis durant son mandat.

Largement soutenu par l’industrie pétrolière américaine, Donald Trump a, de nombreuses fois, envoyé des signaux à l’encontre de la course actuelle à la décarbonation. Durant sa campagne, il s’est notamment montré hostile à l’Inflation Reduction Act (IRA), une loi majeure adoptée en 2022, et destinée à stimuler l’économie américaine en subventionnant massivement les énergies propres. Il a également souligné sa volonté de quitter les Accords de Paris pour protéger les intérêts économiques des États-Unis, au détriment de la course mondiale à la décarbonation.

Dominer par l’énergie, le nouvel objectif de Trump

À quelques semaines de rejoindre la Maison Blanche, le président élu continue de faire parler de lui, en particulier concernant l’énergie. Le président élu souhaite, en effet, conférer aux États-Unis une domination énergétique mondiale pour trois raisons principales :

• Réduire l’inflation grâce à une baisse des coûts de l’énergie,
• Gagner la course à l’intelligence artificielle grâce à une hausse de la production énergétique,
• Renforcer le pouvoir diplomatique américain dans le monde par le biais de l’énergie.

Pour y parvenir, Donald Trump a désigné Chris Wright au poste de secrétaire à l’Énergie. Cette nomination a été beaucoup critiquée : Chris Wright est à la tête de Liberty Energy, une entreprise spécialisée dans les services pétroliers et gaziers. Elle a notamment été pionnière dans la fracturation hydraulique, une technique controversée destinée à extraire le pétrole et le gaz de schiste. À l’occasion de sa nomination, Chris Wright a déclaré « Nous voulons une énergie abondante et bon marché. Si vous vous inquiétez sur la question des subventions pour les énergies propres, vous avez peut-être raison de vous inquiéter ».

Dans le même temps, Donald Trump vient de créer le Conseil national de l’énergie. Ce conseil aura pour mission de « superviser le chemin vers la domination énergétique des États-Unis », en impliquant notamment tous les départements et agences concernés dans l’autorisation, la production, la distribution, la réglementation et le transport de toutes les formes d’énergie. À la tête de ce conseil, on retrouve un autre proche de l’industrie pétrolière : Doug Burgum, le gouverneur du Dakota du Nord. Cette nomination a également suscité des inquiétudes, car Doug Burgum sera également ministre de l’Intérieur, chargé des terres fédérales. Ainsi, certains défenseurs du climat voient un risque direct pour la protection environnementale de ces terres fédérales.

Durant sa campagne, Donald Trump a également régulièrement annoncé sa volonté de sortir des accords de Paris. Cette décision rappelle d’ailleurs la décision de l’administration Bush, en 2001, de ne pas ratifier le Protocole de Kyoto en soutien aux industries américaines portant sur l’extraction du charbon, du pétrole et du gaz.

La transition énergétique se poursuivra, avec ou sans les États-Unis

Néanmoins, de nombreux motifs d’espoir subsistent. Comme l’indique Forbes dans un récent article, l’élection de Trump ne signifie pas nécessairement la fin de la révolution énergétique de la première puissance mondiale.

Si Donald Trump veut stopper les subventions jugées abusives de l’Inflation Reduction Act, ce programme incitant aux investissements verts, le développement des énergies renouvelables n’est pas entièrement dépendant de ces subventions. Aux États-Unis, les énergies renouvelables sont déjà bon marché. D’ailleurs, l’éolien et le photovoltaïque fournissent l’électricité la moins chère du pays. Symbole fort de cette révolution verte déjà largement entamée : le Texas, traditionnellement républicain et associé au pétrole et au gaz, joue un rôle majeur dans la transition énergétique du pays. Premier producteur d’électricité renouvelable devant la Californie, le Lone Star State a produit, en 2023, 31 TWh d’électricité photovoltaïque. C’est 50 % de plus que la France.

De plus, même si le gouvernement américain souhaite limiter les aides au développement des ENR, les États américains ont suffisamment d’indépendance pour poursuivre le développement des énergies vertes dans leur juridiction.

Sur le plan international, un retrait des États-Unis des Accords de Paris pourrait affecter la diplomatie climatique mondiale, et donner des idées à d’autres pays comme l’Argentine. Néanmoins, cette situation pourrait également engendrer une nouvelle dynamique, avec en tête, un rôle encore plus grand de la Chine dans la décarbonation mondiale. D’ailleurs, quelques jours avant la COP 29 qui se déroule en Azerbaïdjan, Pékin a annoncé s’être engagé à maintenir son pic d’émissions de CO2 avant la fin de la décennie et à atteindre le net zéro carbone d’ici 2060.

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Le fabricant chinois de panneaux solaires Das solar va implanter une usine à Mandeure, dans le Doubs (Franche-Comté). Il récupère une friche industrielle, où seront produits 3 gigawatts (GW) de modules photovoltaïques chaque année, afin de répondre à l’importante demande européenne.

C’est une première en Europe : le géant chinois Das Solar va implanter une grande usine de panneaux photovoltaïques à Mandeure, dans le Doubs. Avec un investissement de 109 millions d’euros, la gigafactory devrait voir le jour courant 2025 et employer 580 personnes.

Das Solar a racheté pour 1,2 million d’euros le site de l’ancienne usine Faurecia, une friche industrielle. Le site accueillera dès 2025 une usine capable de produire trois gigawatts (GW) de panneaux photovoltaïques par an. Jean-Pierre Hocquet, maire de Mandeure, se réjouit auprès de France 3 de cette annonce : « J’ai senti tout de suite le sérieux des racheteurs. Quand on voit quelqu’un arriver avec plusieurs millions d’euros, on sent que ce ne sont pas des rigolos. »

Avec une superficie de 51 000 m² de bâtiments et des perspectives d’agrandissement, l’usine devrait générer près de 580 emplois directs, sans compter les nombreux postes indirects. À terme, le projet pourrait mobiliser jusqu’à 3 500 emplois dans une filière complète intégrant des sous-traitants locaux et internationaux.

À la recherche d’autres friches industrielles

En choisissant la France pour sa première implantation hors de Chine, Das Solar répond à la demande croissante de panneaux solaires en Europe et en Afrique francophone. « Nous avons l’ambition de nous développer en Europe, et c’est une nouvelle étape dans notre projet d’implantation », a déclaré Shi Si, présidente de Das Solar France.

DAS Solar recherche encore 200 000 mètres carrés, idéalement situés à proximité de Mandeure, dans l’agglomération du Pays de Montbéliard, pour compléter son projet industriel. L’entreprise prévoit d’investir au total 850 millions d’euros afin de construire une usine de 5 GW dédiée à la production de cellules, ainsi qu’une autre de même capacité destinée aux panneaux solaires.

L’énergie solaire au secours de l’économie locale

Le projet inclut un transfert de technologies, imposé par l’État français, pour garantir que les compétences développées profitent au territoire. Frédéric Barbier, ancien député du Doubs et acteur clé des négociations au travers de sa société de conseil, souligne : « désormais, il faut des transferts de technologies et de nouveaux savoir-faire en France, qu’on n’a pas ou plus. »

Cette implantation représente une opportunité pour Mandeure, où l’économie souffrait des départs successifs d’industries traditionnelles. Avec un objectif de production fixé à juin 2025, la commune de près de 5 000 habitants espère bénéficier d’un regain d’activité, tant au niveau de l’emploi que de l’immobilier. Das Solar entend aussi jouer un rôle dans le développement des énergies renouvelables en Europe. Avec une production estimée à cinq millions de panneaux par an, l’entreprise pourrait rapidement devenir un acteur clé du Pacte solaire 2030, aux côtés de grands noms comme Engie et EDF.

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Si la quantité de matériaux extraits de la centrale nucléaire accidentée de Fukushima paraît anecdotique, cette nouvelle est très importante pour les équipes de TEPCO, qui vont désormais mieux pouvoir préparer l’extraction des centaines de tonnes restantes au cœur des réacteurs. 

L’opération devait initialement avoir lieu en septembre, mais avait été reportée pour cause de défaillance d’une caméra. Finalement, c’est à la fin octobre que les équipes de TEPCO sont parvenues à guider un drone sous-marin, équipé d’un bras robotisé, jusqu’au cœur du réacteur n° 2 de la centrale de Fukushima pour y récupérer une infime portion de débris radioactifs.

Cet échantillon a ensuite été transporté dans un laboratoire de l’agence japonaise de l’énergie atomique, près de Tokyo. Celle-ci devrait procéder à son analyse afin de déterminer la nature des débris situés au cœur du réacteur, ainsi que leur niveau de radioactivité. Cette phase d’analyse pourrait prendre plusieurs mois.

Extraire 880 tonnes de corium du coeur des réacteurs, un défi immense

Si cette opération était attendue avec impatience, c’est parce que le défi qui attend TEPCO dans la centrale de Fukushima est immense : les 3 réacteurs touchés par la catastrophe renfermeraient 880 tonnes de corium, un élément radioactif constitué d’un mélange de combustible fondu et de débris. C’est trois fois plus que ce qui a été estimé à Tchernobyl. Dans la centrale ukrainienne, le corium a créé des formations solides semblables à des coulées de lave, qui sont à « l’air libre », à l’intérieur du sarcophage. En 2021, des chercheurs ont, d’ailleurs, découvert que les radiations issues de ces formations avaient augmenté entre 2016 et 2021.

Pour revenir à Fukushima, cette opération constitue la première étape d’un (très) long processus d’extraction qui devrait durer plusieurs années. TEPCO s’est fixé comme objectif d’extraire l’ensemble des 880 tonnes de corium d’ici 2031.

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S’ils regardent à l’horizon en plissant les yeux, les Marseillais peuvent enfin voir tourner les pales des éoliennes flottantes du projet Provence Grand Large. EDF Renouvelables vient d’entamer la dernière étape avant la mise en service officielle du parc, en injectant les premiers kilowattheures (kWh) sur le réseau français. 

Voilà déjà un an que les trois éoliennes flottantes du projet Provence Grand Large trônent au large de l’embouchure du Rhône. Pourtant, elles n’avaient, jusqu’à cette semaine, pas pu produire faute de raccordement électrique opérationnel. C’est désormais chose faite, du moins pour l’une d’entre elles. Les équipes d’EDF Renouvelables ont annoncé cette semaine qu’une des trois éoliennes venait d’injecter du courant sur le réseau pour la première fois.

Il faut dire que le défi à relever par les équipes du projet était colossal. Une fois les 3 éoliennes ancrées définitivement, en octobre 2023, il a fallu les raccorder entre elles par le biais de câbles dits « dynamiques ». Puis, un câble d’export, long de 17 km et dimensionné pour une tension de 66 kilovolts (kV), a dû être déployé entre la première éolienne et le poste de transformation RTE situé à Port-Saint-Louis-du-Rhône.

La mise en service, initialement prévue pour début 2024 et qui avait été repoussée à septembre, devrait finalement avoir lieu aux environs de la mi-décembre. Encore quelques semaines à attendre, donc, avant que le parc ne soit officiellement mis en service.

Les parcs éoliens flottants prêts à conquérir la Méditerranée

Malgré les difficultés, ce projet particulièrement novateur aura servi de véritable fer de lance pour toute l’industrie éolienne sur la côte méditerranéenne. Déjà, on devrait voir en 2025 la mise en service des projets flottants EFGL et Eolmed. Surtout, on devrait découvrir d’ici quelques semaines les lauréats des deux projets flottants nommés Narbonnaise 1 et Golfe de Fos 1. Ces deux projets, d’une puissance de 250 MW chacun, devraient être mis en service à l’horizon 2030. Leur puissance nominale devrait, à terme, être portée à 750 MW chacun grâce à l’appel d’offres AO9.

Pour rendre la construction de ces parcs possible, et grâce à l’expérience acquise avec le projet Provence Grand Large, le port de Fos a, d’ailleurs, récemment présenté un projet de plateforme logistique de 120 hectares dédiés à l’éolien en mer. Si tout va bien, il devrait être mis en service d’ici 2028.

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Le marché mondial des panneaux solaires connaît une nouvelle phase de baisse de prix spectaculaire, passant pour la première fois sous le seuil de 6 centimes d’euros par watt crête (Wc).

Selon Leen van Bellen, responsable du développement commercial pour l’Europe chez Search4Solar, les modules solaires ont franchi un seuil historique, atteignant 0,055 €/Wc sur le marché FOB (free-on-board, hors taxes, assurances et frais de transport) en Chine début novembre. Une telle baisse marque un tournant pour l’industrie solaire mondiale, où les coûts des panneaux photovoltaïques n’ont jamais été aussi bas.

Cette chute de prix est attribuée à plusieurs facteurs. Premièrement, « certains fournisseurs sont désireux de réduire leur stock, ce qui a conduit à des prix extrêmement compétitifs. Celui qui abaisse les prix en premier crée un effet d’impulsion qui incite à l’achat, ce qui vous place devant les autres » explique-t-il auprès de PV magazine. Ensuite, des progrès dans l’efficacité de la chaîne d’approvisionnement, des niveaux de production élevés contribuent à cette dynamique et une concurrence accrue favorisent cette baisse des prix. De probables subventions étatiques permettraient également aux fabricants chinois de proposer des prix très difficiles à concurrencer en Europe.

Une tendance nuancée par le marché européen

Cependant, ces prix records majoritairement observés en Chine ne se reflètent pas pleinement en France. Dans l’Hexagone, les prix des panneaux solaires destinés aux particuliers varient entre 16 et 20 centimes d’euros TTC par watt crête (€/Wc), tandis que pour sur le segment professionnel, ils oscillent entre 12 et 14 centimes € HT/Wc.

L’écart en prix entre les panneaux européens et chinois peut s’expliquer par deux facteurs. Ainsi, il faut noter que les prix chinois annoncés concernent des modules souvent fabriqués par des acteurs de moindre qualité, ce qui fait mécaniquement baisser la moyenne des prix. En Europe, les fabricants dits « Tier 1 », reconnus pour leur fiabilité et leur performance, proposent leurs produits à des tarifs généralement compris entre 8 et 12 centimes/Wc. Aussi, les coûts liés au transport, à l’entreposage et à la distribution viennent s’ajouter, rendant les modules photovoltaïques plus onéreux pour le consommateur final.

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Le Portugal, à l’instar de son voisin espagnol, connaît depuis plusieurs mois des épisodes de prix négatifs sur le marché de l’électricité. Une situation paradoxale, reflet d’une transition énergétique rapide, mais aussi d’un marché électrique en tension.

Entre février et mai 2024, le prix spot de l’électricité au Portugal a atteint des niveaux records, avec une moyenne de 2,89 euros par mégawattheure (€/MWh) entre le 26 avril et le 10 mai 2024, 3,14 €/MWh pour l’Espagne sur la même période. Poussée par des conditions climatiques idéales et une forte capacité de production renouvelable, la péninsule ibérique a vu ses prix dégringoler, atteignant même des valeurs négatives pendant plusieurs heures. Pour écouler l’excédent d’électricité, les producteurs portugais ont dû rémunérer les acheteurs, une réalité qui s’est traduite par 250 heures de prix négatifs depuis le début de l’année, comme le relève Ignacio Cobo, analyste chez Afry, auprès de Montel News lors d’une conférence à Lisbonne organisée en octobre dernier. À cela s’ajoutent 1 000 heures où les prix ont été nuls.

L’offre est supérieure à la demande

La baisse des prix trouve son origine dans le développement rapide des énergies renouvelables. En 2023, 61 % de l’électricité produite au Portugal provenait d’énergies renouvelables. L’Espagne, de son côté, a vu la part de ces énergies atteindre 50,4 %, marquant une hausse de 8 points en un an. Les deux pays affichent des ambitions élevées : une capacité éolienne et solaire combinée de 138 GW en Espagne et une production électrique annuelle de 90 TWh au Portugal d’ici 2030. Ces objectifs, bien qu’ambitieux, sont jugés « irréalistes » par certains experts, comme Jorge Mendoça e Costa de l’APIGCEE, l’association portugaise des gros consommateurs industriels, interviewé par Montel News.

Cependant, cette abondance, notamment durant les heures d’ensoleillement ou de vent fort, engendre des périodes de surproduction, où l’offre excède largement la demande. Les prix chutent alors mécaniquement. « Si les projets actuels se concrétisent sans une hausse proportionnelle de la demande, les prix à zéro ou négatifs deviendront encore plus fréquents », avertit Ignacio Cobo.

Une aubaine pour les abonnés, un danger pour les producteurs

S’ils profitent aux consommateurs, ces prix négatifs représentent un défi majeur pour les producteurs d’électricité renouvelable. Ces derniers peinent à dégager des revenus suffisants sur un marché où leurs coûts de production sont déjà parmi les plus bas d’Europe. Heikki Willstedt, de l’association espagnole de l’énergie éolienne (AEE), souligne l’urgence d’ajuster les objectifs de production ou de dynamiser la demande d’électricité pour éviter que les renouvelables ne subissent une pression économique trop forte.

Pour surmonter ce déséquilibre, plusieurs solutions sont évoquées. Pedro Amaral, PDG de l’association portugaise Apren, appelle auprès de Montel News à intensifier l’électrification, notamment dans les secteurs du transport et du chauffage. Par ailleurs, le développement de systèmes de stockage d’énergie, comme les batteries ou les centrales de pompage-turbinage, pourrait aider à absorber les surplus et stabiliser les prix. Enfin, des réformes du marché électrique, comme une tarification différenciée selon la disponibilité des renouvelables, sont à l’étude pour mieux intégrer ces énergies intermittentes.

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1 009 189, très exactement : c’est le nombre de producteurs (collectivités et particuliers) d’électricité verte en France, annonce Enedis. 99 % des installations sont des panneaux solaires sur toiture.

Le nombre de producteurs, collectivités et particuliers confondus, d’électricité verte a franchi la barre symbolique du million. Ce chiffre impressionnant reflète la montée en puissance de la transition énergétique dans le pays, avec une adoption massive des énergies renouvelables par les particuliers et les entreprises. Deux chiffres : 99 % des installations sont des panneaux solaires sur toitures ; la région Occitanie représente à elle seule 18 % du million de producteurs français. Ce phénomène, largement alimenté par l’essor du solaire photovoltaïque, marque un tournant dans la manière dont l’énergie est produite et consommée.

Une progression fulgurante

En cinq ans, le nombre de producteurs d’énergie renouvelable a été multiplié par dix, atteignant aujourd’hui un million. « C’est un record dont nous sommes très fiers », a déclaré Marianne Laigneau, présidente du directoire d’Enedis, sur BFM Business. En 2024, ce sont 5 gigawatts (GW) de capacité qui ont été raccordés au réseau, contre 2,2 GW en 2019. Le rythme de raccordement ne cesse d’accélérer, atteignant désormais 300 000 nouveaux producteurs par an. À ce rythme, ce chiffre pourrait doubler d’ici trois ans. Dans ses plans pré-covid, Enedis visait le million de raccordements, déjà atteint, donc, pour 2030.

Le photovoltaïque est le principal moteur de cet engouement. Sur les 46 GW d’énergie renouvelable raccordés en France, 19 GW proviennent du solaire, dépassant dorénavant l’éolien. « 90 à 100 % des nouvelles usines sont systématiquement équipées de panneaux solaires sur leur toit », précise Marianne Laigneau.

L’autoconsommation en hausse

Un autre signe de la maturité de ce secteur est la montée en puissance de l’autoconsommation. Sur le million de producteurs d’électricité renouvelable, 600 000 consomment leur propre production, contre seulement quelques milliers avant la crise sanitaire de 2020. Ce mouvement est particulièrement visible dans les zones rurales : 60 % des producteurs se trouvent dans des communes de moins de 2 000 habitants.

L’essor des panneaux solaires est aussi favorisé par leur démocratisation. Désormais, même des panneaux solaires « plug-and-play » (prêts-à-brancher) sont disponibles dans les magasins de bricolage, permettant à chacun et chacune de contribuer à la transition énergétique en les branchant simplement à une prise domestique.

Répondre à la demande d’électricité

Enedis anticipe une hausse de 15 % de la consommation d’ici 2035, principalement due à l’électrification des transports. « Aujourd’hui, il y a 2 millions de voitures électriques et hybrides rechargeables en circulation. En 2035, on estime qu’il y en aura 18 millions », explique Marianne Laigneau. Cette évolution entraînera un bond de la consommation pour la mobilité, équivalant à celle de la moitié de l’Île-de-France actuelle.

Enedis prévoit ainsi 96 milliards d’euros d’investissements d’ici 2040. Ces fonds serviront à raccorder les nouveaux producteurs, mais aussi à renforcer le réseau face aux aléas climatiques. « Ce qui finance les investissements du réseau, c’est aujourd’hui 22 % de la facture d’un ménage français, contre 30 % il y a quelques années », souligne la présidente d’Enedis, qui prévoit d’augmenter cette part pour financer les projets à venir.

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Un gigawatt de solaire installé en pleine mer voit le jour en Chine. C’est tout simplement la plus grande ferme solaire de ce type au monde.

La Chine, pionnière dans le développement des énergies renouvelables, marque une nouvelle avancée. L’entreprise publique China Energy Investment Corporation (CHN Energy) annonce inaugurer la plus grande ferme solaire en mer au monde. Située au large de la ville de Dongying, dans la province de Shandong, cette installation affiche une capacité de 1 gigawatt (GW), équivalente à une petite tranche nucléaire. Il ne s’agit pas d’un parc flottant, contrairement à la plupart des centrales solaires déployées sur l’eau, mais fixe, puisqu’il est maintenu par des pieux ancrés sur le fond marin.

Un projet titanesque : capacité et impact énergétique

S’étendant sur 1 223 hectares, le parc solaire repose sur 2 934 tables photovoltaïques rassemblant plusieurs milliers de panneaux. Ces dernières, d’une taille de 60 mètres par 35 mètres chacun, forment un ensemble capable de générer 1,78 térawattheure (TWh) par an. Cette production représenterait l’équivalent de la consommation de 2,6 millions de foyers chinois tout en économisant environ 594 500 tonnes de charbon par an. L’impact environnemental est également notable : 1,441 million de tonnes de CO₂ seront évitées chaque année, selon l’entreprise chinoise.

En comparaison, l’Europe est loin derrière en matière de centrales solaires flottantes. La plus grande installation en eau douce en cours de construction sur le continent, en Haute-Marne, ne prévoit qu’une capacité de 74,3 mégawatts (MW), soit plus de dix fois moins que le parc de Dongying.

L’intégration de ce parc dans une stratégie multifonctionnelle est un autre point fort. En combinant production d’énergie solaire et activités d’aquaculture, CHN Energy optimise l’utilisation de l’espace maritime. La combinaison entre énergie et aquaculture génère des revenus complémentaires, estimés à 27 millions de yuans (environ 3,5 millions d’euros).

Cette avancée n’est qu’un début. Une autre centrale solaire flottante, deux fois plus puissante, est en cours de construction dans la province de Jiangsu. Avec une capacité prévue de 2 GW, elle promet de repousser encore les tailles limites des panneaux déployés sur l’eau.

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Le photovoltaïque prend de la place, c’est une certitude. Son développement peut donc entraîner de sérieux conflits d’usages, et il n’est pas toujours vertueux d’implanter des panneaux à la place de forêts. Une solution : utiliser les espaces déjà artificialisés. Mais ces derniers ont parfois un usage et un propriétaire, qui n’a pas forcément prévu d’y ajouter une centrale photovoltaïque. La loi entend les contraindre à le faire, notamment sur les grands parkings. Mais, nous le verrons, c’est plus facile à dire qu’à faire.

Le 10 mars 2023, a été votée la loi relative à l’accélération des énergies renouvelables (loi n°2023-175). Elle prévoit des mesures visant pour l’essentiel à simplifier les procédures d’autorisation, à mieux planifier le déploiement et à mieux partager la valeur à l’échelle locale, et, enfin à diriger les nouveaux projets vers les terrains déjà artificialisés.

C’est du fait de ce dernier point réglementaire que se trouvent impliqués les parkings, et l’opportunité de les doter d’ombrières photovoltaïques. Leur sort est désormais fixé, en principe, par le décret n°2024-1023 du 13 novembre 2024. Seize articles donc, qu’il convient de décrypter.

Le principe fixé par la loi

Les parcs de stationnement concernés sont les parkings extérieurs (c’est-à-dire non intégrés dans un bâtiment) dont la surface est supérieure à 1 500 m². Le calcul de ce seuil fait l’objet d’exigences spécifiques, détaillées dans le décret, qui concerne la comptabilisation des différents espaces, par exemple : espaces verts, espaces de manutention et zones proches de substances dangereuses. La loi requiert qu’au moins la moitié de cette surface soit couverte d’ombrières intégrant une centrale de production d’énergie renouvelables.

À noter que la loi prévoit un calendrier de déploiement assez serré : elle est applicable à partir du 1ᵉʳ juillet 2026 pour les parkings dont la superficie est égale ou supérieure à 10 000 m², et à partir du 1ᵉʳ juillet 2028 pour ceux dont la surface est comprise entre 1 500 et 10 000 m². La loi précise également des sanctions pouvant aller jusqu’à 40 000 € par an.

Une longue liste d’exceptions à l’obligation

Qui dit loi, dit aussi une longue liste d’exceptions. Ces exceptions concernent, par exemple, les cas où une installation photovoltaïque ne serait pas réalisable techniquement, pour des raisons de nature de sol, ou d’incompatibilité avec l’usage initial de stationnement. De même, sont exemptés les cas d’ombrières qui porteraient un préjudice financier trop important au gestionnaire du parking, comme un coût d’investissement excessif, ou un ensoleillement insuffisant. Il est toutefois nécessaire, pour pouvoir bénéficier de ces exemptions, de démontrer ces impossibilités techniques ou financières, au travers de conditions décrites dans le décret, et d’études réalisées par des tiers accrédités.

Le décret exempte également les ombrières photovoltaïques qui seraient de nature à accroître un risque (naturel, technologique, ou liés à la sécurité civile ou nationale), ou à porter préjudice à l’environnement. De même, sont exemptés des terrains protégés au titre du patrimoine, ou de l’environnement (par exemple, des parcs nationaux). Par ailleurs, si un parking bénéficie d’ores et déjà d’un ombrage du fait d’arbres préexistants, il peut se trouver exempté, sous certaines conditions, encore une fois (proportion de surface, nombre d’arbres par place de stationnement, …)

Cet inventaire n’est pas exhaustif. Il existe d’autres cas et critères. Vous l’aurez compris, il n’est pas tout à fait simple de délimiter les cas où l’obligation s’applique de ceux où le parking pourra être exempté. Il est donc difficile de prévoir quelle part du gisement constitué par ces terrains déjà artificialisés sera effectivement affectée à la production énergétique. Et donc dans quelle mesure les ombrières participeront en pratique au mix énergétique français.

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Une étude publiée dans Nature Energy explique que les réseaux avec une forte intégration des énergies renouvelables dépendantes de la météo montrent une résilience accrue et subissent moins de pannes majeures.

Alors que la transition énergétique mondiale avance et que les énergies renouvelables (ENR) prennent une place de plus en plus importante dans les mix électriques, leur résilience face aux extrêmes météorologiques est remise en question. Sont-elles vraiment à l’origine d’une plus grande instabilité des réseaux électriques, notamment lors de conditions climatiques extrêmes ? Des chercheurs dont la publication est parue dans la revue Nature se montrent optimistes.

Une perception biaisée

Historiquement, les énergies renouvelables ont souvent été accusées d’aggraver les blackouts. L’exemple emblématique est celui du blackout de l’Australie du Sud en 2016. Ce dernier avait touché 850 000 foyers et entreprises, et les éoliennes, mal préparées à des perturbations électriques causées par une tempête, avaient été rapidement mises hors service. Plus récemment, la panne britannique de 2019 qui a affecté près d’un million de clients, a également été partiellement imputée à des défaillances dans une ferme éolienne offshore.

Pourtant, selon cette étude, ces accusations méritent d’être révisées. En analysant 2156 pannes majeures aux États-Unis entre 2001 et 2020, les chercheurs constatent que les réseaux où les énergies renouvelables dépendantes de la météo (WD-RES selon l’acronyme anglais) représentent plus de 30 % de la production électrique enregistrent une diminution de la fréquence des blackouts. En d’autres termes, plus la part des renouvelables augmente, moins les pannes sont fréquentes.

Une classification suivant la pénétration dans le mix

L’étude classe en 4 catégories la pénétration des ENR. Dans les réseaux où les énergies renouvelables constituent entre 30 et 40 % de la production (catégorie RES4), le risque de blackouts affectant plus de 50 000 clients est divisé par presque trois par rapport à ceux où elles représentent moins de 10 % (catégorie RES1). Par exemple, la probabilité d’une panne affectant au moins 50 000 clients passe de 73,64 % (RES1) à seulement 25,12 % (RES4).

De plus, les pertes énergétiques lors des pannes sont réduites de manière significative. Dans les réseaux RES4, ces pertes dépassent rarement 5 % de la demande énergétique totale, une amélioration notable par rapport aux réseaux traditionnels. La durée des interruptions est également plus courte : moins de 3 heures dans 57,54 % des cas pour les réseaux RES4, contre 70,79 % pour les réseaux RES1.

Les conditions climatiques sont la vraie cause des pannes

Les conditions climatiques extrêmes restent le principal facteur déclenchant des blackouts, selon les chercheurs. 95,6 % de l’augmentation des pannes observées lors d’événements climatiques extrêmes – comme les tempêtes, vagues de chaleur ou sécheresses – sont directement liées aux conditions météo elles-mêmes, tandis que la contribution des WD-RES est marginale (4,4 %).

Lors du blackout texan de février 2021, les WD-RES avaient initialement été accusées de défaillance. Ce blackout avait touché des millions de foyers pendant plusieurs jours, causant des pertes humaines et économiques majeures. Toutefois, des analyses ultérieures ont révélé que la cause principale résidait dans l’absence de préparation des infrastructures aux conditions hivernales extrêmes, en particulier les centrales à gaz, responsables de la majeure partie des interruptions.

Une explication réside aussi dans la diversité géographique des WD-RES. Les installations solaires et éoliennes étant réparties sur de vastes territoires, elles sont moins exposées aux perturbations localisées. Par ailleurs, les progrès technologiques, comme les systèmes de prévision météorologique avancés et les mécanismes de découplage automatique, améliorent leur fiabilité.

Les auteurs de l’étude insistent cependant sur l’importance d’investir dans des infrastructures modernes et de renforcer les mécanismes de prévision et de gestion en temps réel des réseaux. Cela inclut une meilleure interconnexion des réseaux régionaux et des outils pour anticiper les événements climatiques extrêmes.

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Les kits solaires sont d’une facilité d’installation incomparable. Problème : ils sont limités à de petites puissances, généralement inférieures à 1 kWc, nettement insuffisantes pour couvrir les besoins d’un foyer moyen. Mais c’est sans compter sur le « petit » nouveau d’Indielux et EPP Solar. Ces deux sociétés mettront prochainement en vente ce qu’ils décrivent comme le plus grand système photovoltaïque plug and play du monde.

La description du produit a tout pour plaire. Il s’agit d’un système dont la puissance est comprise entre 3 et 6 kWc. Constitué de panneaux photovoltaïques bifaciaux, son rendement est amélioré, pour peu qu’il soit disposé de façon à pouvoir capter la lumière sur les deux faces du panneau. Est annoncée une production d’électricité pouvant aller jusqu’à 6,6 MWh par an. De plus, atout de taille, l’ensemble est équipé d’une batterie LFP compatible, dont la capacité, selon les options, est comprise entre 5,1 et 25,6 kWh. Cela représente ainsi l’équivalent d’environ 25 à 140 % de la production quotidienne moyenne des panneaux.

Ce produit est issu d’une collaboration entre deux sociétés allemandes : Indielux, spécialisée dans la production de systèmes d’autoproduction domestiques, et EPP Solar, un distributeur de solutions liées à l’énergie solaire. Indielux a fourni la technologie de pilotage Ready2plugin et EPP Solar s’occupera, en exclusivité, de la distribution en Europe – sont prévus pour le moment : Allemagne, France, Autriche, Pologne et Espagne. Les prix débuteront à 4 700 € ; EPP Solar promet des économies allant jusqu’à 55 % par rapport aux fournisseurs traditionnels.

Au cœur du concept, une technologie de pilotage innovante

Le produit est plug and play, tout comme les kits solaires de plus petite taille, et il ne nécessite pas l’intervention d’un électricien pour être installé. Toutefois, sa grande puissance a conduit à mettre en œuvre des modalités de pilotage particulières. C’est la technologie ready2Plugin, développée par Indielux, et intégrée avec un onduleur de marque Growatt (WR SPH 3000 TL BL-UP), qui permet d’intégrer un système de si grande taille dans une installation en autoconsommation. Cette technologie permet d’autoconsommer jusqu’à 2 kW par le biais d’une prise conforme ; il est prévu également une prise dite « de secours » pouvant aller jusqu’à 3 kW.

Par ailleurs, le système de pilotage permet de ne pas injecter sur le réseau plus de 800 W, valeur qui est la limite légale en Allemagne pour une installation de ce type. Les fournisseurs ne précisent pas toutefois comment sera adapté le système pour les autres pays, où les limites officielles sont différentes.

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On arrête, on continue, on arrête et finalement, on continue à nouveau. C’est un habituel redémarrage qu’a vécu le 12 novembre la centrale à charbon de Saint-Avold (en Moselle), avec l’arrivée du froid.

En 2023, l’hiver tendu forçait Réseau de transport d’électricité (RTE) à rappeller la centrale thermique de Saint-Avold (Moselle). Durant l’été et en novembre-décembre 2023, rien à signaler, la tranche 6 de la centrale Émile-Huchet de Saint-Avold restait à l’arrêt. Mais en janvier 2024, elle est à nouveau sur le qui-vive. Puis, elle n’a plus donné de signe de vie depuis, et voilà que RTE la rappelle au charbon : alors que « le risque [de tension sur le réseau] est le plus faible depuis 15 ans » avançait Thomas Veyrenc, directeur exécutif de RTE, le transporteur national préfère la redémarrer par sécurité.

À 10 heures, ce mardi 12 novembre, les premiers mégawatts (MW) ont été injectés sur le réseau. Elle a mis six heures et trente minutes pour atteindre sa pleine puissance et la stabiliser, aux alentours de 570 MW.

L’État hésite : convertir ou arrêter ?

Son impact carbone n’est pourtant plus à démontrer. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), le charbon conservait sa première place d’émetteur de dioxyde de carbone lié à l’énergie : plus de 1 000 g d’équivalent CO2 par kilowattheure, contre moins de 6 g pour le nucléaire, et une trentaine de grammes pour le solaire, par exemple. C’est pour cela qu’elle devait fermer fin mars 2022, après un passage de l’hiver sauvé grâce à la baisse de la consommation. Pour que la centrale rouvre, le gouvernement doit relever le plafond d’émission de gaz à effet de serre pour les installations de production d’électricité à partir de combustibles fossiles. La centrale doit aussi restituer des quotas d’émission (dispositif de l’UE pour contraindre les industries européennes à s’inscrire sur une trajectoire de réduction de leurs émissions, à travers l’échange de quotas).

La France reste engagée, par la voix d’Emmanuel Macron, à sortir du charbon en 2027. Et Olga Givernet, ministre déléguée à l’énergie, d’enterrer définitivement l’avenir de la centrale, sans transition : « pour donner des perspectives, nous devons aller vers des énergies décarbonées. Le gaz ne l’est pas. La biomasse est également une possibilité, mais il faut d’abord que la copie soit solide, ce qui n’est pas le cas. »

Il reste encore trois principales tranches à Saint-Avold. Une au charbon donc, la tranche 6, et les tranches 7 et 8 sont un cycle combiné gaz (CCG) d’une puissance chacune de 430 MW.

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Le risque de tension sur le réseau électrique pour l’hiver 2024-2025 s’annonce comme « le plus faible depuis 15 ans », annonce le gestionnaire du réseau électrique français, Réseau de transport d’électricité (RTE).

La sécurité d’approvisionnement électrique en France perdurera cet hiver, selon les dernières prévisions de RTE. Ce constat est renforcé par plusieurs facteurs : une consommation stabilisée et des moyens de production majoritairement disponibles. En effet, après les tensions de l’hiver 2022-2023, où les risques liés à la guerre en Ukraine et à la sécheresse avaient inquiété, RTE prévoit pour cet hiver un des niveaux de risques les plus bas de ces quinze dernières années.

Thomas Veyrenc, directeur exécutif de RTE, rassure : « le risque pour cet hiver est, comme l’année dernière, le plus faible depuis 15 ans. » Avec une perspective de consommation hivernale en retrait de 6 % par rapport aux niveaux de 2014-2019 et des perspectives de production électrique particulièrement bonnes, il n’y a pas lieu de s’inquiéter.

Une production électrique sécurisée

Pour répondre à la demande cet hiver, le parc de production électrique est globalement en bonne forme. Le nucléaire d’abord, sa production poursuit son redressement. RTE prévoit environ 50 gigawatts (GW) disponibles en janvier 2025 grâce à la réparation des réacteurs affectés par les problèmes de corrosion en 2022 et 2023. Cette reprise permettra de sécuriser l’approvisionnement en périodes de pointe.

L’hydroélectricité ensuite : avec des précipitations significatives en 2024, la production hydraulique atteint un record de 62 TWh depuis janvier, soit une hausse de 40 % par rapport à l’an dernier. Les niveaux des barrages sont aussi les plus élevés depuis 2015, garantissant une ressource supplémentaire en cas de forte demande. Le thermique fossile : les centrales thermiques, bien que disponibles, ne devraient être que peu sollicitées. La production au charbon, quasi négligeable avec moins de 0,2 % de la production totale en 2023, devrait rester marginale, tout comme les centrales à gaz, souvent en veille face aux prix actuels du marché.

Enfin, les énergies renouvelables : l’éolien et le solaire continuent leur progression. Avec un développement de plus de 5 GW supplémentaires (dont 4 GW de solaire), ces sources bas-carbone participent à diversifier l’approvisionnement et renforcent la position exportatrice de la France.

Tendance des derniers hivers

Les hivers récents ont été marqués par un accroissement des capacités de production et une baisse notable de la consommation, encouragée par la sobriété. Depuis 2022, RTE observe une stabilisation de la demande. « Concrètement, le risque évalué l’hiver dernier et celui évalué pour cet hiver de façon probabiliste constituent ainsi les plus faibles depuis une dizaine d’années. » Preuve de l’excédent de production, les exportations vers l’Europe atteignent un record historique. En 2024, elles pourraient franchir la barre des 85 TWh, confirmant la compétitivité du modèle électrique français.

Avec une production majoritairement bas-carbone et des prévisions rassurantes pour cet hiver, la France aborde les mois froids avec confiance. RTE reste cependant vigilant aux aléas météorologiques, et le dispositif Ecowatt demeure mobilisable en cas de pic exceptionnel.

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