La liste des modules asiatiques désormais compatibles avec le taux de TVA à 5,5 % sur les installations photovoltaïques résidentielles s’est récemment allongée. Les fabricants, notamment chinois, ont rapidement adapté leurs chaînes de production aux nouveaux critères environnementaux français.

Depuis la parution de l’arrêté du 8 septembre 2025, le dispositif gouvernemental français prévoit qu’à partir du 1ᵉʳ octobre de la même année les installations photovoltaïques résidentielles jusqu’à 9 kWc peuvent bénéficier d’un taux de TVA réduit à 5,5 %, à condition que les modules installés respectent des critères environnementaux plus stricts.

Parmi ces critères : un bilan carbone des modules inférieur à 530 kg de dioxyde de carbone équivalent par kilowatt crête (kgCO₂eq/kWc), une teneur en argent inférieure à 14 mg/W, une teneur en plomb inférieure à 0,1 % et aucun cadmium. Aussi, l’installation doit s’appuyer sur un système de gestion d’énergie (EMS) permettant de piloter la consommation en temps réel.

Des fabricants chinois déjà aux normes

Initialement conçue pour favoriser l’autoconsommation des particuliers et dynamiser le marché solaire résidentiel français, cette TVA réduite vise également à encourager l’utilisation de modules à faible empreinte carbone et, indirectement, à relocaliser ou renforcer la production en Europe.

Or, PV Magazine révèle que plusieurs fabricants asiatiques — notamment JinkoSolar et DMEGC Solar — ont annoncé des modules conformes à ces critères et donc éligibles à la TVA à 5,5 %. Ainsi, JinkoSolar a annoncé un module de 500 Wc avec un bilan carbone de 520 kg CO₂eq/kWc, soit juste en deçà du seuil fixé. DMEGC Solar quant à lui, référence un module affichant 502,658 kg CO₂eq/kWc et respecte les autres critères environnementaux (argent, plomb, cadmium).

Un dispositif déjà rattrapé par les fabricants asiatiques

Pour les installateurs et les particuliers, cette ouverture élargit l’offre de modules éligibles à une TVA réduite, favorisant la baisse des coûts d’installation et ce, à un coût environnemental moindre, notamment tiré d’une réallocation des productions chinoises, donc les panneaux les plus verts s’orientent vers l’Europe.

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Le sabotage d’infrastructures industrielles ou énergétiques par des hackers n’est plus une lubie du septième art. Ce type de cyberattaques se multiplie, en particulier depuis la guerre en Ukraine. Dernier exemple en date : un barrage norvégien malmené pendant plus de quatre heures.

L’évènement est passé inaperçu jusqu’ici. Le 7 avril 2025, les équipes en charge du petit barrage de Risevatnet, situé à Svelgen, dans un fjord du sud-ouest de la Norvège, ont perdu le contrôle de leur installation à cause d’une attaque informatique. Pendant plus de 4 heures, des vannes ont été ouvertes, entraînant un débit, très modeste, de 500 litres par seconde. L’incident n’a eu aucune conséquence, pas même sur le lit de la rivière, dont la capacité serait de 20 000 l/s. Toutefois, il met en lumière le danger de plus en plus grand des cyberattaques sur les infrastructures, notamment énergétiques.

Dans le cas présent, les risques étaient relativement limités, car le barrage de faible capacité n’alimente qu’une ferme piscicole, et n’est pas raccordé au réseau électrique norvégien. Mais les conséquences auraient pu être bien plus grandes, si l’attaque avait, par exemple, touché l’aménagement hydroélectrique d’Ulla-Førre et son réservoir de 3 105 millions de mètres cubes d’eau. Selon les derniers éléments de l’enquête, la faille informatique serait issue d’un mot de passe trop simple, et d’une interface web mal sécurisée.

Les cyberattaques : un danger de plus en plus important pour les infrastructures énergétiques

De manière générale, les cyberattaques contre les infrastructures énergétiques ou les sites industriels en lien avec la production d’énergie sont de plus en plus nombreuses. Entre 2020 et 2022, un rapport révèle que ce type d’attaque aurait doublé. Stratégie militaire à part entière, le piratage informatique a notamment été utilisé par la Russie pour attaquer le réseau électrique ukrainien en 2022 avec le groupe de hackers Sandworm. Aux USA, plusieurs attaques ont récemment eu lieu, comme un blocage de la distribution d’eau au Texas en janvier 2024, ou en 2021, l’arrêt non prévu du Colonial Pipeline qui a perturbé l’approvisionnement de la côte est des États-Unis en carburant.

De son côté, EDF, qui doit faire face à plusieurs millions d’attaques informatiques par an, affirme ne cesser d’améliorer ses compétences en la matière. La Computer security incident response team (CSIRT) se charge de traiter les incidents de sécurité de tout le groupe EDF, et se tient constamment informée des potentielles menaces pour pouvoir y faire face dans les meilleurs délais. Depuis 2020, on retrouve également un Security Operation Center (SOC) en interne, qui surveille 24 heures sur 24 et 7 jours sur 7 l’état du réseau informatique d’EDF.

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Le jeune fournisseur d’électricité Sobry propose une offre calée sur le prix du marché de gros, heure par heure. Elle vante une liberté dans la pleine exploitation des opportunités du marché tout en exposant, elle le met moins en avant, aussi les consommateurs à une volatilité qu’ils ne maitrisent pas toujours.

Sobry se présente comme une alternative aux fournisseurs d’électricité classiques souvent accusés d’opacité et de marges excessives. Sa proposition est simple : « le prix dynamique vous donne accès au prix réel de l’électricité, heure par heure, (…) sans marge cachée ». Le tarif, indexé en temps réel, est accompagné d’un abonnement fixe (1,5 € HT par mois et par kVA) et d’un plafond censé protéger des emballements extrêmes.

En période de surproduction solaire ou éolienne, quand les prix s’effondrent, Sobry permet de payer son électricité au plus bas. Le fournisseur y voit une opportunité pour baisser la facture des consommateurs et l’intensité carbone du mix électrique.

Les abonnés exposés à des prix extrêmement volatils

Mais ce modèle « tout marché » ne convient pas à tout le monde. En exposant la facture du particulier au marché de l’électricité, Sobry expose ses clients à la volatilité d’un marché parfois imprévisible. Les flambées de prix observées ces dernières années rappellent qu’une crise géopolitique ou un hiver rigoureux peuvent faire grimper le coût du kilowattheure de façon brutale. Certes, un plafond tarifaire limite les excès mais les variations quotidiennes peuvent suffire à alourdir la facture des ménages peu flexibles, qui ne peuvent pas piloter leurs équipements pour bénéficier des prix bas voire négatifs. Cette offre ne s’adresse pas à eux.

L’offre de Sobry est donc avantageuse lorsque la consommation est largement modulable et hors période de crise. Pour profiter pleinement du modèle, encore faut-il décaler sa lessive à midi, lancer son chauffe-eau ou recharger sa voiture la nuit.

Sobry mise sur la pédagogie, la technologie et le marché pour surmonter ces obstacles : application mobile, alertes de prix (suivant trois couleurs), outils de programmation (des radiateurs…). Mais rares sont les ménages ayant une fine compréhension des marchés de l’électricité. Alors, le marché suffira-t-il à envoyer les signaux prix suffisants ? Un précédent fournisseur, Barry, avait déjà tenté de proposer une offre à tarification dynamique avant de disparaître au printemps 2022, en pleine envolée des prix de l’électricité sur les marchés.

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Près d’un quart des scientifiques du Centre national de la recherche scientifique (CNRS) travaillent sur les énergies renouvelables et particulièrement sur le solaire. La cellule énergie compte 280 laboratoires et 5 600 chercheurs.

Depuis sa création en 2012, la cellule énergie du CNRS ne cesse de grandir et de prendre une place importante dans la recherche française. Sous la direction d’Abdelilah Slaoui, elle coordonne aujourd’hui 280 laboratoires et 5 600 chercheurs du CNRS, universitaires et ingénieurs. Sa mission est de fédérer les initiatives, financer les idées émergentes et préparer les programmes de recherche à grande échelle, qu’ils soient nationaux ou européens.

Le solaire en tête

Et dans cette cellule énergie, le solaire concentre une part importante des efforts. Photovoltaïque, thermique ou solaire concentré : ce sont autant de filières où le CNRS collabore avec des acteurs industriels comme TotalEnergies ou EDF, notamment au sein de l’Institut photovoltaïque d’Île-de-France (IPVF). Les chercheurs y développent des cellules tandem capables d’optimiser la captation de la lumière avec des applications attendues d’ici trois à cinq ans, explique le directeur de la cellule énergie aux Échos.

Mais la transition ne se limite pas à l’électricité solaire. Le CNRS explore trois autres axes majeurs : l’électrification des procédés industriels, le développement de nouvelles molécules produites à partir de méthodes faiblement émettrices et la gestion intelligente de l’énergie. Leurs travaux portent ainsi sur des systèmes d’arc électrique pour la sidérurgie, sur la valorisation du véhicule électrique comme outil de stockage ou encore sur le suivi en temps réel des piles à combustible à hydrogène. Dans le domaine des batteries, un focus est notamment porté sur leur vieillissement et leur recyclabilité.

Passer à l’industrialisation

Derrière ces innovations, l’objectif est de leur permettre de passer à l’échelle industrielle. Si l’État a massivement investi dans des programmes prioritaires de recherche – hydrogène bas carbone, batteries, décarbonation de l’industrie –, le « chaînon manquant » demeure la phase de déploiement et elle repose sur les industriels et les investisseurs.

Abdelilah Slaoui aimerait qu’ils acceptent de prendre des risques comparables à ceux assumés par leurs homologues étrangers et qu’ils surmontent leur « frilosité », regrette-t-il.

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Une puissance cumulée d’au moins 1 700 GW de renouvelables est aujourd’hui bloquée dans la file d’attente de raccordement, un retard colossal qui met en péril les objectifs fixés pour 2030. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) appelle ainsi à rééquilibrer les investissements entre les énergies renouvelables et les réseaux électriques pour sortir de l’impasse.

Dans son rapport annuel publié ce mois d’octobre, l’AIE prévoit une croissance sans précédent des énergies renouvelables au cours des cinq prochaines années. À l’horizon 2030, ce sont 4 600 GW de nouvelles installations qui devraient sortir de terre. Ce serait l’équivalent des parcs électriques réunis de la Chine, de l’Union européenne et du Japon.

Un chiffre vertigineux, et pourtant insuffisant pour atteindre les objectifs. Lors de la COP28 à Dubaï, les États se sont engagés à tripler la puissance installée des renouvelables d’ici 2030 par rapport à 2022. Or, selon les projections de l’AIE, le rythme actuel ne permettrait qu’un facteur de 2,6.

Le rapport identifie plusieurs freins : lenteurs administratives, instabilité politique, difficultés de financement… Mais le principal obstacle, selon le directeur exécutif de l’AIE Fatih Birol, résiderait dans l’incapacité des réseaux électriques à absorber le flux croissant d’énergie verte. Il fait état de plus d’un millier de gigawatts de projets en attente de raccordement.

1 700 GW, voire bien plus, en attente

Selon Fatih Birol, environ 1 700 GW de renouvelables seraient ainsi « dans la file d’attente, en attente d’être connectés au réseau », comme il l’a indiqué lors d’une conférence de presse pour la présentation du rapport annuel de l’agence.

Mais cette estimation pourrait être largement sous-évaluée. En mai dernier, le groupe de réflexion Ember, associé à plusieurs autres organismes, publiait un rapport mentionnant déjà 1 700 GW de projets en attente de raccordement dans seulement 16 pays européens. On peut donc raisonnablement penser que le volume total de projets bloqués dans le monde est bien supérieur à celui avancé par le directeur exécutif.

Améliorer l’intégration aux réseaux des renouvelables

Pour rattraper le retard et espérer atteindre les objectifs fixés pour 2030, les efforts doivent se concentrer sur l’intégration des renouvelables aux réseaux électriques selon Birol. Il s’agit notamment de déployer des solutions techniques permettant aux nouvelles centrales de se connecter de manière fiable au système électrique.

Aujourd’hui, les installations déjà connectées continuent de mettre sous pression les réseaux. Par ailleurs, on observe déjà une hausse des restrictions de production électrique et des récurrences des prix négatifs sur le marché de l’électricité. L’urgence est donc réelle, avec un besoin d’investir massivement dans les réseaux. Selon Fatih Birol, pour chaque dollar investi dans la production d’énergie renouvelable, à peine un demi-dollar est actuellement consacré aux infrastructures réseau, un déséquilibre qu’il est impératif de corriger.

Les investissements devraient être orientés en priorité vers trois axes : la modernisation des réseaux existants, le déploiement de solutions de stockage et le développement de systèmes favorisant la flexibilité du réseau, capables d’adapter rapidement l’offre à la demande.

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Une étude réalisée par le lobby de l’électrification et des pompes à chaleur démontre qu’elles sont bonnes pour la transition écologique mais aussi pour le portefeuille.

Selon une étude de l’Union française de l’électricité (UFE) et de l’Association française pour les pompes à chaleur (AFPAC) publiée début octobre, la pompe à chaleur (PAC) serait le geste de rénovation énergétique engeandrant le plus d’économies d’énergie. Il serait aussi celui qui permet de réduire le plus d’émissions de gaz à effet de serre par euro investi.

Elle est désormais installée dans environ 4 millions de maisons individuelles en France. L’étude précise que l’installation d’une PAC génère des économies d’énergie trois à quatre fois plus grandes que l’isolation des murs ou de la toiture et jusqu’à vingt fois plus qu’un remplacement de fenêtres.
Pour les ménages, dont le budget énergie croît année après année, l’étude indique que les deux tiers des foyers ayant installé une PAC ont constaté une baisse de facture d’au moins 25 % et qu’un ménage sur dix a vu sa facture divisée par deux ou plus.

L’enjeu va au-delà de la facture individuelle : l’étude financée par les deux lobbys de l’électricité et des PAC souligne que la filière française mobilise près de 50 000 emplois (en 2022) et pourrait doubler d’ici 2030. Elle rappelle également que 60 % de la valeur d’une PAC sur son cycle de vie est non délocalisable (distribution, maintenance, installation). Sur le plan climatique aussi, la PAC joue pleinement son rôle en remplacement d’une chaudière fossile : elle permet de réduire jusqu’à 90 % les émissions de CO₂.

La compétitivité des pompes à chaleur et leur soutien public fluctuant, éléphants dans la pièce

L’étude n’omet pas deux problèmes : l’écart de coût entre les énergies fossiles et l’électricité et la méconnaissance des aides financières. Pour maximiser l’effet « pouvoir d’achat », elle insiste sur l’importance d’un accompagnement des ménages (information, aides) et une qualité d’installation et de maintenance. Les deux représentants d’intérêts appellent à un cadre politique et industriel cohérent, en particulier un soutien pérenne avec MaPrimeRénov’ ou les CEE (certificats d’économies d’énergie).

Les PAC restent chères mais leur impact environnemental et sur le pouvoir d’achat est de plus en plus mis en avant. Dans une étude récente, l’Ademe démontrait ses bénéfices écologiques toutes les saisons si elle était bien réglée.

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Avec son profil si particulier, impossible de confondre le Neoliner Origin avec un autre cargo. Plus gros cargo à voile du monde, il vient de quitter Saint-Nazaire et d’entamer sa première transatlantique direction les États-Unis, et plus précisément Baltimore. Il devrait faire une escale à Saint-Pierre-et-Miquelon.

Il en faut, du courage et de la persévérance, pour tenter de faire bouger les lignes d’un secteur aussi important et polluant que le transport maritime. C’est précisément le défi que s’est lancé l’expert maritime Jean Zanuttini, en fondant la société Neoline en 2011. Presque 15 ans plus tard, le Neoliner Origin, un cargo roulier (RoRo) à propulsion vélique, vient d’appareiller à Saint-Nazaire, et se dirige vers Saint-Pierre-et-Miquelon avec à son bord presque 5 000 tonnes de marchandises.

Cette navigation transatlantique vient fermer le chapitre de la construction du navire, qui aura duré près de deux ans, aux chantiers turcs RMK Marine. Désormais, Neoline a un objectif : atteindre et maintenir la cadence d’une rotation par mois entre Saint-Nazaire et Baltimore, aux États-Unis.

Et si le Neoliner Origin était, en quelque sorte l’héritier spirituel du Belem ? Cet emblématique trois-mâts, construit en 1896 aux Chantiers Dubigeon de Nantes, parcourt encore le monde en tant que navire-école. Depuis 1896, les techniques de construction ont bien évoluées, et les 34 mètres de hauteur de mât du Belem sont bien peu face aux 90 mètres des mâts en carbone du nouveau cargo, qui sont d’ailleurs inclinables à 72° pour faciliter le passage sous les ponts et les infrastructures portuaires. La voilure totale du Neoliner atteint presque 3 000 mètres carrés, grâce à des voiles rigides conçues par les Chantiers de l’Atlantique. Si le navire est tout de même équipé de moteurs diesel électriques d’une puissance de 4000 kW, ses émissions de CO₂ pourraient être réduites de plus de 80 % grâce aux voiles.

De la suite dans les idées

Après une mise à l’eau le 31 janvier 2025, et des essais en mer de Marmara en juillet 2025, le navire a finalement rejoint Nantes en remontant la Loire. Ultime clin d’œil au Belem, il a été baptisé à quelques kilomètres seulement des Chantiers Dubigeon, avant de rejoindre Saint-Nazaire pour recevoir son chargement. Sa cargaison se compose en grande partie de produits français : cognac de la maison Hennessy, voitures Renault, matériel Manitou ou encore Cointreau.

Neoline ne compte pas s’arrêter là, et espère pouvoir bientôt commander un sister-ship, si la réussite est au rendez-vous. L’entreprise a également pour projet de réaliser des navires plus grands, spécialisés sur certains types de frets.

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Les nouvelles s’enchaînent et se ressemblent, pour l’éolien en mer. Même en Europe, la filière est à la peine, à tel point que le géant Vestas vient d’annuler la construction d’une nouvelle usine d’assemblage. 

À l’image d’une journée d’octobre au fin fond de la Bretagne, la météo de l’éolien offshore est plus que maussade. Preuve en est, l’une des seules entreprises à surnager, à savoir Vestas, vient de renoncer à son usine de pales destinées aux éoliennes en mer, qui devrait voir le jour à Szczecin, en Pologne. Dès 2026, cette usine devait accueillir près de 1000 travailleurs pour fabriquer des pales de 115 m de long, pour sa nouvelle turbine de 15 MW.

Vestas a justifié cette décision en expliquant que la demande, pour l’énergie éolienne offshore en Europe, était plus faible que prévu. Le constructeur se laisse tout de même la possibilité de relancer le projet si le marché venait à se renforcer. Pourtant, il y a quelques semaines seulement, Vestas avait finalisé le rachat d’une usine de pales destinées à l’éolien terrestre auprès de GE Vernova dans la même ville de Szczecin. D’ailleurs, l’entreprise danoise possède une autre usine qui assemble les nacelles de cette nouvelle turbine V236 de 15 MW.

L’éolien en mer, plus que jamais dans la tourmente

De l’autre côté de l’Atlantique, la politique appliquée par Trump impacte fortement le marché mondial de l’éolien offshore. Selon la startup Spinergie, ce sont près de 49 GW de projets éoliens offshore qui auraient été annulés. Le géant Ørsted fait partie des entreprises les plus touchées. Après une chute en bourse au mois d’aout, elle vient d’annoncer une restructuration massive et la suppression de près de 2000 postes d’ici 2027, soit un quart de ses effectifs ! 500 suppressions de postes devraient intervenir avant la fin de l’année 2025.

En Europe, les difficultés s’enchaînent également. Alors que la Suède a annulé pas moins de 13 parcs pour des raisons militaires, des problèmes de rentabilité viennent freiner le développement de la filière. En France comme en Allemagne, plusieurs appels d’offres ont été annulés faute de candidat. C’est le cas, par exemple, du parc éolien d’Oléron.

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Le recyclage a pour principe de transformer un déchet encombrant en une ressource utile. Les déchets nucléaires étant particulièrement encombrants, il y a donc tout intérêt à les valoriser. En France, les efforts ont été intenses en la matière, débouchant sur les filières MOX (recyclage du plutonium) et URE (uranium de retraitement). Et une nouvelle étape devrait bientôt être franchie concernant une autre substance radioactive.

Dans les déchets de combustible nucléaire, il y a un isotope particulièrement difficile à traiter : l’américium 241. Il s’agit d’une substance radioactive dont la période de décroissance est relativement longue (430 ans), ce qui implique qu’elle persiste dans les déchets longtemps après leur utilisation. Mais surtout, elle produit une chaleur significative, qui complique sa gestion : le refroidissement des colis qui la contiennent doit être assuré sur une longue durée.

Mais il existe une option permettant de transformer ces désavantages en force. Et c’est ce qui va être mis en œuvre par Orano à partir des déchets nucléaires traités à l’usine de la Hague. L’américium contenu dans les « cendres » des réacteurs nucléaires va en effet être séparé pour fabriquer des batteries destinées à des missions spatiales de la NASA.

De la chaleur pour alimenter les sondes en électricité

La chaleur que produisent ces déchets radioactifs peut effectivement être utilisée pour produire de l’électricité. Il s’agit de la technologie des générateurs thermoélectriques à radioisotopes (dits RTG, en anglais, pour Radioisotope Thermoelectric Generator). Ces systèmes passifs utilisent l’effet Seebeck, c’est-à-dire la conversion d’un flux thermique en électricité au travers de matériaux particuliers – c’est l’effet inverse des jonctions Peltier, qui permettent de refroidir par exemple des microprocesseurs à partir d’une alimentation électrique.

Les RTG sont particulièrement utiles pour les missions spatiales où les panneaux photovoltaïques ne sont pas appropriés, que la mission se déroule trop loin du Soleil, ou que les panneaux soient trop encombrants. Ils fournissent en effet en source électrique continue, et ce pour de très longues durées, sans besoin de ravitaillement. Ainsi, la sonde New Horizons qui a survolé Pluton en 2015 était équipée d’un RTG au plutonium 238, tout comme les rovers Curiosity et Perseverance qui arpentent aujourd’hui la surface de Mars.

Or aujourd’hui, du fait de la croissance des besoins de l’exploration spatiale, l’approvisionnement en plutonium 238 atteint la limite de sa capacité. Pour s’y substituer, l’américium-241 est vu comme une alternative d’intérêt. Et c’est dans ce contexte que la société américaine Zeno Power a conclu un partenariat avec Orano, signé le 24 septembre dernier. Une première production pilote de quelques grammes a été réalisée en 2024. L’objectif à terme est de produire environ 10 kg/an.

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S’il affiche l’économie la plus performante d’Afrique, le Nigéria subit des difficultés structurelles majeures, en particulier concernant l’accès à l’énergie de sa population. Pour y faire face, le pays veut développer des mini réseaux alimentés par l’énergie solaire, et veut fabriquer ses propres panneaux solaires pour y parvenir.

4 GW, voilà la quantité de modules photovoltaïques que veut fabriquer le Nigéria chaque année pour soutenir l’électrification du pays. Cet objectif de capacité de production vient soutenir les efforts constants de l’Agence d’électrification rurale (REA) pour raccorder en électricité les 88 millions de Nigérians qui n’en bénéficient pas encore. Dans un contexte de sous-production électrique, et face à une infrastructure vétuste, la REA compte beaucoup sur le recours aux mini réseaux électriques alimentés par des centrales solaires. D’ailleurs, en mars dernier, un partenariat a été signé entre la REA et l’entreprise WeLight pour le déploiement de 200 mini réseaux électriques destinés à alimenter près de 2 millions de personnes. Cette stratégie n’est pas unique au Nigéria, elle est appliquée dans plusieurs pays d’Afrique comme le Kenya pour contourner les problèmes d’infrastructure.

Si le pays compte beaucoup sur l’énergie du soleil pour améliorer sa production électrique, il ne veut pas non plus dépendre entièrement des importations, en particulier vis-à-vis de la Chine. C’est cette volonté qui a conduit au développement de plusieurs projets d’usine de production. Oando Clean Energy prépare une usine de 1,2 GW de capacité, dont une première ligne de production de 600 MW devrait entrer en service en 2026. Cette usine comportera même une ligne de recyclage de panneaux. Un autre projet est en partie porté par Solarge BV, une entreprise néerlandaise de production de panneaux photovoltaïques, et vise la production de 1 GW par an. Enfin, une usine de production de batteries au lithium serait également en préparation.

Le Nigéria accélère sur l’électrification du pays

Si le Nigéria constitue la première puissance économique du continent africain, son secteur énergétique est confronté à des problèmes structurels majeurs. D’un côté, les capacités de production, largement dominées par le gaz naturel, sont insuffisantes. De l’autre, l’infrastructure réseau du pays est dans un état déplorable avec un taux de perte de 53 % de l’électricité produite lors du transport. C’est en partie pour ces raisons que presque 40 % de la population n’a pas accès au réseau électrique.

Pourtant, le pays a un potentiel très important, en particulier en matière de production d’énergie solaire. Pour assainir le secteur, le gouvernement a décidé de privatiser entièrement le secteur de l’électricité, et des projets se multiplient pour améliorer le système électrique du pays. La Chine a ainsi accordé un prêt de 2 milliards de dollars au Nigéria pour renforcer les infrastructures de transport d’électricité. Un centre sino-nigérian de recherche a également été créé pour soutenir la planification énergétique. En parallèle, le ministère de l’Énergie et la Commission nigériane de l’énergie atomique travaillent sur quatre projets de centrales nucléaires pour une puissance cumulée de 4 800 MW. Pour y parvenir, le pays pourrait recevoir le soutien de la Russie via Rosatom.

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On a presque douté que ce jour puisse arriver. Après quatre mois d’arrêt pour cause de travaux de modification de soupapes, l’EPR de Flamanville a enfin redémarré. Il reste désormais à savoir s’il parviendra à atteindre sa puissance maximale avant la fin de l’année.

Il aurait dû redémarrer en juillet, mais il aura finalement fallu quatre mois avant que les équipes d’EDF puissent finalement relancer le réacteur nucléaire le plus puissant de France. C’est dans la nuit du mardi 14 au mercredi 15 octobre, à 00h33 que le cœur du réacteur s’est remis à fonctionner. Pour le moment, pas question d’atteindre sa puissance maximale. Il devrait d’abord atteindre les 75 mégawatts (MW) d’ici le 18 octobre avant de viser les 60 %, puis les 80 % de la puissance maximale. Au moment où nous publions cet article, l’EPR de Flamanville dépassait les 814 MW, soit environ 50 % de sa puissance nominale. Si tout va bien, le réacteur devrait atteindre sa puissance maximale d’ici le 21 décembre, un an presque jour pour jour après son raccordement au réseau.

Pour rappel, le réacteur devait initialement être arrêté pour des tests de variation de puissance. Mais un problème d’étanchéité sur les soupapes du pressuriseur a été détecté, ce qui a conduit EDF à mener des investigations, puis des réparations.

Une belle année pour le parc nucléaire français

Malgré les éternelles péripéties liées à l’EPR de Flamanville, le reste du parc nucléaire français affiche d’excellentes performances, au regard de la puissance installée. Si EDF visait une production comprise entre 350 et 370 TWh sur l’année 2025, le groupe vise désormais 365 à 375 TWh. Selon le groupe, cette performance est rendue possible grâce à une meilleure gestion des arrêts de tranche, ces périodes de maintenance nécessaires à l’entretien et au chargement d’un réacteur.

Depuis 2019, EDF aurait, en effet, revu son organisation à ce sujet pour devenir plus efficace, à travers un plan d’action appelé « Start 2025 ». Ainsi, 18 des 33 arrêts prévus en 2025 ont, en réalité, été plus courts que prévu. Si EDF a en tête l’objectif de franchir la barre des 400 TWh de production sur une année, atteinte pour la dernière fois en 2015, le groupe aura le même objectif pour les deux prochaines années, à savoir entre 350 et 370 TWh.

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Rien ne semble plus en mesure d’arrêter le développement des moyens de production d’énergie renouvelable. Malgré des chiffres encourageants, la transition reste trop peu rapide pour atteindre nos objectifs climatiques.

En ce début de semaine, des chercheurs annonçaient qu’un tout premier point de basculement climatique venait d’être franchi avec le dépérissement généralisé des coraux. Deux jours plus tard, un rapport de l’Organisation météorologique mondiale (OMM) révélait que les niveaux de dioxyde de carbone (CO₂) dans notre atmosphère n’ont jamais été aussi élevés qu’en 2024. Pire, jamais nous n’avons connu une aussi forte hausse de ces concentrations en une seule année. Plus 3,5 parties par million (ppm) — à comparer à une augmentation de 0,8 ppm par an dans les années 1960 et même de 2,4 ppm annuelles au cours de la décennie dernière — pour atteindre presque 423 ppm.

Un record pour les énergies renouvelables

Dans ce marasme, un semblant de bonne nouvelle est toutefois venu d’un rapport publié par l’Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA), l’Alliance mondiale pour les énergies renouvelables et la présidence brésilienne de la COP30 — qui s’ouvrira au Brésil le 10 novembre prochain. Il conclut qu’un volume record de capacités de production d’énergie renouvelable a été ajouté dans le monde en 2024. Pas moins de 582 gigawatts (GW). Soit un taux de croissance de 15,1 %.

Malheureusement, ce bon résultat ne suffira pas à atteindre les objectifs que se sont fixés plus de 100 pays à l’occasion de la COP28 de Dubaï. Celui de tripler leurs capacités d’énergie renouvelable d’ici 2030. Pour cela, le monde aurait besoin d’un taux de croissance annuel de 16,6 % sur les 5 années qui restent avant l’échéance. Fin 2024, un total de 4 443 GW d’énergie renouvelable avait été installé dans le monde. Un objectif de triplement nous porterait à 11 174 GW.

De quoi être optimiste

Les projections sont toutefois plutôt optimistes pour l’année 2025. L’IRENA estime en effet qu’au moins 700 GW de capacités de production d’énergies renouvelables devraient être installées avant la fin de cette année. Et les nouvelles politiques déployées par le président américain Donald Trump ne devraient pas venir entraver la transition à l’échelle mondiale. D’autant qu’une étude récente montre que le solaire est désormais le moyen le moins cher de produire de l’électricité dans les pays les plus ensoleillés. Et qu’il est même rentable dans ceux réputés pour leur grisaille. Pour la première fois au premier semestre 2025, les énergies renouvelables ont produit plus d’électricité que le charbon.

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Les centrales solaires flottantes sont désormais courantes, mais il est très rare d’en voir équipées de panneaux installés verticalement. Une entreprise allemande a pensé à une telle configuration et vient de lancer une installation de ce genre à l’échelle du mégawatt.

Sinn Power, spécialisée dans les énergies renouvelables, a développé des panneaux solaires pensés pour une application flottante, une technologie qu’elle a baptisée « Skipp-Float ». Avec ces modules, l’entreprise a créé ce qui serait, selon elle, la plus grande centrale photovoltaïque flottante au monde équipée de panneaux orientés verticalement. Mise en service récemment, l’installation se situe sur un lac de gravière à Gilching, en Bavière, dans le sud de l’Allemagne.

La centrale se compose de 2 500 panneaux pour une puissance totale de 1,87 MW et une production annuelle estimée à 2 GWh. Comme toutes les installations solaires verticales orientées est-ouest, elle offre une production mieux répartie sur la journée, avec deux pics : le matin et le soir. Cette configuration réduit le besoin de stockage, puisque la production coïncide davantage avec les périodes de forte consommation.

Selon Sinn Power, ce qui distingue la technologie Skipp-Float, c’est sa résistance aux tempêtes et aux vents. Chaque panneau est suspendu par un système de câbles et de contrepoids, lui permettant de s’incliner légèrement sous l’effet du vent et de laisser passer l’air. Cette flexibilité limite la pression sur la structure et réduit ainsi les risques de casse.

Une installation compacte

Sinn Power envisage déjà une deuxième phase de 1,7 MW sur le même lac. Cette extension a été envisageable surtout parce qu’en termes d’espace, l’entreprise dispose encore d’une grande marge disponible pour agrandir l’installation tout en restant dans le cadre légal.

En Allemagne, la loi sur la gestion des eaux autorise une occupation maximale de 15 % de la surface d’un plan d’eau pour des installations flottantes. Or, la première phase de la centrale n’utilise que 4,65 % du lac. La disposition verticale des panneaux a permis de maximiser l’espace : l’espacement entre deux rangées n’est que d’environ quatre mètres, et la surface totale de l’installation se limite à 13 000 m². Pour des modules horizontaux, une puissance équivalente aurait nécessité 18 000 mètres carrés (comparaison basée sur la taille et la puissance de la centrale solaire flottante d’Akuo Energy en Piolenc, dans le Vaucluse).

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Pour encourager la transition vers des énergies bas carbone, rien de tel qu’un signal lancé à nos porte-monnaie. C’est ce qu’envoient aujourd’hui des chercheurs britanniques, qui ont déterminé que l’électricité produite par les panneaux photovoltaïques est la moins chère de toute.

Le franchissement d’un premier point de basculement avec le dépérissement généralisé des coraux fait beaucoup parler depuis la publication du deuxième Global tipping points report. Mais ce que ce rapport évoque aussi, c’est une voie que les 160 scientifiques auteurs qualifient de « crédible vers un avenir sûr, juste et durable ». Celle des points de basculement positifs. Et justement, des chercheurs de l’Institut de technologie avancée (ATI) du Surrey (Royaume-Uni) se font aujourd’hui les porteurs d’une bonne nouvelle en la matière.

Dans une étude publiée dans la revue Energy and Environment Materials, ils rapportent que l’énergie solaire est désormais rentable. Dans les pays les plus ensoleillés, elle est devenue moins chère que l’électricité produite à partir du charbon ou du gaz — ou, plus accessoirement en matière de transition énergétique, de l’éolien. Même au Royaume-Uni, un pays pas nécessairement réputé pour son ensoleillement, « le solaire est aujourd’hui l’option la plus économique pour la production d’énergie à grande échelle ».

Le solaire, une énergie fiable et rentable

Les chercheurs constatent également que le prix des batteries lithium-ion a chuté de près de 90 % depuis 2010. Résultat, les installations solaires combinées à du stockage sont aujourd’hui aussi rentables que les centrales à gaz. Et comme ces dernières, elles sont devenues plus fiables et capables de contribuer à équilibrer le réseau électrique d’un pays.

Pour franchir définitivement le point de basculement positif en la matière, il reste toutefois encore quelques défis à relever. Comme le fait de réussir à connecter des volumes toujours croissants d’énergie solaire aux réseaux électriques sans entraîner de congestions. Cela a déjà pu être observé en Californie ou en Chine. « Les réseaux intelligents, les prévisions basées sur l’intelligence artificielle et le renforcement des liens entre les régions seront essentiels pour maintenir la stabilité des systèmes électriques face à la hausse de l’utilisation des énergies renouvelables », estime Ehsan Rezaee, coauteure de l’étude à l’Université de Surrey.

Pour le professeur Ravi Silva, co-auteur de l’étude et directeur de l’ATI, « des innovations dans les matériaux telles que les cellules solaires à pérovskite pourraient encore augmenter la production d’énergie jusqu’à 50 % sans accroître l’utilisation des terres. Mais ces progrès ne se feront que dans un contexte de soutien politique constant et à long terme. »

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Le plus vieux parc éolien du Finistère est en cours de déconstruction pour cause de permis de construire non valable. Son exploitant ne perd pas espoir et espère pouvoir les remplacer par de nouvelles éoliennes plus puissantes, mais moins nombreuses. 

Comme de nombreux parcs éoliens français, ce n’est pas le temps ou l’air marin qui aura eu raison du parc de Plouvien, mais bien la justice. Mis en service en 2007, ce parc composé de 8 éoliennes à la puissance modeste de 1,4 MW fut le premier parc du Finistère. Après de longues péripéties judiciaires en lien avec la loi Littoral, et un fonctionnement sans base légale pendant plus de 10 ans, la justice a finalement décidé l’arrêt de 6 des 8 turbines du parc, 17 ans après leur installation. Suite à cet arrêt, effectif depuis juillet 2023, l’exploitant Nadara a décidé de procéder au démantèlement de ces éoliennes du fait d’une usure importante, amplifiée par la proximité de la mer.

Un démantèlement vitrine

Nadara a de la suite dans les idées, et espère pouvoir remplacer ces 6 éoliennes par 3 nouvelles éoliennes plus grandes et surtout plus puissantes à l’horizon 2028, cette fois dans le respect de la législation. Pour obtenir la confiance des locaux, l’entreprise a donc décidé de faire de la déconstruction des éoliennes un modèle du genre. Objectif : atteindre 95 % de recyclage. Pour y parvenir, 90 % de la masse des pales, à savoir 145 tonnes, devrait être recyclée en matériaux de construction et en mobilier urbain. Trois pales devraient même être réutilisées sur un parc voisin.

Les mâts métalliques seront, eux, entièrement découpés pour être réutilisés. Enfin, les massifs de fondation en béton armé, d’un diamètre de 16 m et d’une hauteur de 3 m, seront concassés et revendus sous forme de granulats. Seuls les câbles d’alimentation resteront enfouis dans le sol. D’ici quelques semaines, les différents sites devraient donc retrouver leur aspect d’origine. Coût de l’opération : 200 000 euros par éolienne.

L’enquête publique concernant les trois nouvelles éoliennes est attendue pour l’été 2026. Les nouvelles éoliennes envisagées pourraient culminer à 130 mètres, contre 99 mètres pour les modèles actuels.

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Souhaitant atteindre la neutralité carbone en 2045, soit bien avant le reste de l’Union européene, l’Allemagne accélère le déploiement de ses énergies renouvelables et renforce ses capacités de stockage énergétique à grande échelle. La file d’attente des demandes de raccordement de nouvelles centrales par batteries ne cesse d’ailleurs de s’allonger, et ce, à un rythme incroyablement effréné. Aujourd’hui, des centaines de gigawatts seraient déjà en attente de raccordement.

À en croire les chiffres, c’est une véritable avalanche de projets de stockage qui déferle sur le marché allemand. Selon Regelleistung, plateforme allemande spécialisée dans l’analyse du marché de la régulation de fréquence, plus de 500 GW de puissance de stockage par batteries seraient actuellement dans la file d’attente. Cela correspond à plusieurs centaines de projets répartis sur l’ensemble du territoire. Pour se faire une idée du volume colossal que cela représente, cela équivaut à 3,2 fois la puissance cumulée de toutes les centrales électriques de France (155 GW).

Ces estimations proviennent des données de sept gestionnaires de réseau allemands, qui recensent 470,5 GW de demandes. En ajoutant celles d’autres opérateurs, le total dépasserait largement les 500 GW. Un chiffre impressionnant, certes, mais qui ne reflète en rien la réalité du marché.

500 GW, un chiffre irréaliste ?

Un tel volume de projets est difficilement crédible au regard de la puissance du parc électrique allemand. Pour donner un ordre de grandeur, la charge de pointe actuelle du pays (c’est-à-dire le besoin électrique maximal atteint à un instant donné) s’élève à environ 75 GW. Par ailleurs, la file d’attente de batteries actuelle dépasse déjà la totalité du parc renouvelable prévu en 2030, qui est de 400 GW selon les projections du gouvernement. Même la Chine, dont la puissance des énergies renouvelables dépasse le térawatt (soit 1000 GW), ne dispose pas d’un parc de batteries aussi conséquent.

En réalité, ces 500 GW contiennent une multitude de projets « spéculatifs », déposés par des opérateurs dans le seul but de se réserver une place sur le réseau. La faute à la règle du « premier arrivé, premier servi » mise en place par les gestionnaires de réseau. Ce système incite certaines entreprises à bloquer d’importantes capacités, simplement pour garder la possibilité d’installer plus tard une centrale de stockage. Une grande partie de ces projets ne verront donc jamais le jour.

Le rapport de Regelleistung pointe également l’absence de tri rigoureux parmi les dossiers déposés. Le système actuel ne vérifie pas suffisamment la maturité des projets avant de valider leur demande de raccordement. Résultat : les installations techniquement prêtes sont retardées et risquent d’être impossibles à connecter, simplement parce que le réseau est déjà « réservé » par des projets fantômes. De plus, le coût élevé et la durée de traitement des dossiers pourraient ralentir davantage le raccordement des projets réellement viables.

Des mesures contre les projets fantômes

La situation risque de freiner l’expansion réelle du stockage d’électricité, voire de retarder les objectifs de la transition énergétique allemande. Pour remédier à la situation, des pistes de réforme sont proposées par le Regelleistung. La première mesure consisterait à généraliser une vérification rapide de la possibilité de raccordement, via par exemple, un outil numérique accessible aux développeurs. Eux-mêmes pourraient alors évaluer leurs installations et déterminer si un raccordement est possible pour éviter des dépôts de demandes inutiles.

La mise en place de frais de réservation est également évoquée afin de limiter les projets purement spéculatifs. L’idée serait de facturer des frais proportionnels à la puissance demandée tout en encadrant les délais de mise en œuvre. Seules les entreprises réellement prêtes à investir déposeraient alors une demande.

Concernant les 500 GW de demandes existantes, le rapport recommande de trier les projets : éliminer ceux qui sont irréalisables via des études de faisabilité, placer les projets sérieux dans une liste d’attente transparente et priorisée, et éventuellement appliquer des frais de réservation pour que les projets « théoriques » soient retirés.

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La guerre commerciale entre les États-Unis et la Chine ne cesse de s’intensifier. Pourtant, en mai dernier, un sommet avait réuni les deux superpuissances, en quête de désescalade. Mais tout dernièrement, ces efforts ne semblent pas avoir payé. Il en résulte des menaces concrètes sur l’approvisionnement de nombreux secteurs de l’industrie occidentale, dont celle de la transition énergétique.

Le 9 octobre, le ministre du Commerce chinois annonce un ensemble de mesures de contrôle des exportations. Un arsenal qui tape là où ça fait mal : les exportations de terres rares, de technologies permettant de les extraire et de les raffiner, ainsi que des composants technologiques qui les contiennent. En réponse, les États-Unis ont réagi avec force le 10 octobre : +100 % de taxes douanières supplémentaires sur les importations chinoises, qui s’ajoutent aux tarifs précédents, amenant ainsi à un total de 130 %. C’est à une véritable escalade à laquelle nous assistons.

La principale industrie visée par la Chine est en premier lieu celle de la Défense, mais le secteur des énergies renouvelables est tout autant affecté. Une part des mesures de contrôle s’applique aux terres rares, dont la liste vient d’être élargie : l’holmium, l’erbium, le thulium, l’europium et l’ytterbium s’ajoutent ainsi à la liste en vigueur depuis avril 2025, à savoir : samarium, gadolinium, terbium, dysprosium, lutécium, scandium, et yttrium. Or ces matériaux entrent dans la composition des aimants nécessaires à certaines machines électromagnétiques (comme les générateurs ou les moteurs électriques), ou dans divers composants électroniques.

Le monopole sur les terres rares comme levier de puissance

La Chine a également imposé de nouvelles restrictions sur le graphite, et ce dernier est utilisé comme anode dans les batteries lithium-ion. Et cela aussi bien pour les batteries stationnaires que pour les véhicules. Les transferts d’équipements et les technologies permettant de produire des batteries sont également affectés, notamment concernant les batteries dont la densité énergétique dépasse 300 Wh/kg. Des permis seront en outre nécessaires pour exporter certains grades de silicium et les technologies utilisées pour la production de panneaux photovoltaïques.

La Chine entend moduler ses restrictions selon le partenaire commercial concerné. Elle cherche ainsi à utiliser sa suprématie sur la production de terres rares comme un levier de puissance. Ainsi que comme un levier économique, car il lui permet de concentrer son contrôle sur les technologies de la transition énergétique, et de sélectionner qui aura droit ou non à ses prodigieuses ressources. Côté occidental, le remplacement de la source chinoise de terres rares et de composants prendra nécessairement des années – et pourra conduire à de grandes difficultés environnementales. C’est donc une période pour le moins complexe pour tout le secteur énergétique qu’annonce l’escalade entre les deux grands rivaux de ce début du XXIᵉ siècle.

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Xavier Piechaczyk, président du directoire de RTE, alerte sur la fragilité du réseau électrique face aux variations imprévisibles des énergies renouvelables. Il réclame une meilleure coordination avec les producteurs pour annoncer leur production.

Ce n’est pas un poisson. Le 1ᵉʳ avril 2025, à 13 heures, la France aurait frôlé le blackout. Brutalement, le réseau électrique a perdu 9 gigawatts (GW) de production photovoltaïque, soit l’équivalent de neuf réacteurs nucléaires. Un début de scénario proche de celui subi par l’Espagne, 28 jours plus tard. Si l’évènement n’a pas causé de panne, la fréquence du réseau, qui doit être maintenue en permanence à 50 Hz, en a pris un coup.

Xavier Piechaczyk a exprimé son inquiétude face à cette situation. « C’est un sujet important : le 1ᵉʳ avril 2025 à 13 heures, on est passé en épisode de prix négatif et à ce moment-là, sur le réseau, on a perdu en quelques minutes 9 GW de production », a-t-il déclaré au colloque de France Renouvelables, le syndicat des professionnels des énergies renouvelables intermittentes. Il prenait ce même exemple à la soirée de la Suntech le 25 septembre.

Production d’électricité le 1ᵉʳ avril 2025 / Image : RTE (éco2mix).

Peu d’informations sur la programmation des énergies renouvelables

Ce qui a rendu cette perte de production particulièrement problématique, c’est le fait que RTE n’avait reçu aucune information préalable des producteurs éoliens et solaires concernant leur intention de réduire leur production en raison des prix négatifs. Ce premier avril, pas un seul producteur n’avait transmis de programme d’arrêt.

Cette situation met en évidence l’absence de visibilité sur la production des ENR. Alors que les producteurs d’installations de plus de 1 mégawatt (MW) sont censés transmettre leur courbe de programmation de production, cette règle n’est pas toujours honorée. Le président de RTE regrette que cette obligation ne soit respectée que par 5 % des producteurs. Il aimerait une disposition législative pour que les ENR de plus de 10 MW puissent faire des offres à la baisse et a demandé à l’État de faire des propositions sur la pente de la rampe.

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Produire de l’hydrogène, aujourd’hui, c’est produire du dioxyde de carbone. En effet, 95 % de la production mondiale d’hydrogène utilise le procédé de vaporeformage du méthane ou de gazéification du charbon. Deux procédés qui génèrent des émissions massives de dioxyde de carbone. Ainsi, dans sa grande majorité, l’hydrogène est dit « gris ». Mais il existe des alternatives.

D’autres procédés permettent de produire de l’hydrogène propre, dit « vert » ou « jaune ». En premier lieu, l’électrolyse de l’eau, qui utilise de l’électricité nucléaire ou renouvelable, et ne produit aucune émission de CO₂. Il s’agit du procédé phare employé aujourd’hui pour produire de l’hydrogène décarboné. Il a néanmoins l’inconvénient de consommer une grande quantité d’électricité et de ne satisfaire qu’une infime part de l’hydrogène consommé dans le monde à ce jour.

La plasmalyse du méthane est une autre voie. Ce procédé permet de produire de l’hydrogène bas-carbone à partir de méthane, par la pyrolyse de ce dernier – c’est-à-dire une réaction de décomposition du méthane (CH₄) en ses atomes de base : hydrogène et carbone. La réaction se fait à très haute température (au moins égale à 1600 °C), et l’énergie est fournie par un plasma généré par de l’électricité.

Une technologie plus sobre que l’électrolyse

La plasmalyse produit ainsi d’un côté de l’hydrogène, et de l’autre côté du carbone pur. L’hydrogène, nommé « turquoise » dans ces circonstances, peut ensuite être revendu pour les mêmes applications que les autres types d’hydrogène. Quant au carbone produit, il est solide, il ne s’échappe donc pas dans l’atmosphère. Il est récupéré et valorisé : il peut en effet être revendu pour être utilisé comme « noir de carbone », et ses applications sont diverses : fabrication des pneus, colorant dans les peintures ou les plastiques, voire fertilisation des sols.

Et le procédé s’avère plutôt sobre. Le méthane est en effet plus facile à décomposer (« casser ») que l’eau, et il en résulte une consommation bien moindre d’énergie : la plasmalyse du méthane consomme 18,5 MJ/kg-H₂ (mégajoules par kilogramme d’hydrogène produit), à comparer à 143 MJ/kg-H₂ pour l’électrolyse de l’eau. Et les émissions de CO₂ sont quasi nulles, à comparer avec le vaporeformage qui émet environ 10 à 12 kg-CO₂/kg-H₂.

L’institut belge Materia Nova a récemment perfectionné le procédé original – le procédé Kvaerner inventé en 1990 – et a mis au point la « plasmalyse hybride ». Son avantage principal : une meilleure utilisation des caractéristiques spécifiques du plasma permettant de fonctionner à plus basse température. Une installation pilote de 1000 t/an va être construite avec Gazonor Benelux, avec pour objectif d’utiliser d’une manière propre les ressources locales de gaz de mine (« grisou »). Un coup double, car ce gaz, héritage du passé minier de la région, tend de toute façon à s’échapper de lui-même dans l’atmosphère.

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Quelques semaines après la mise en application de la loi sur la TVA à 5,5 % pour les installations photovoltaïques, les inquiétudes des différents syndicats sur le sujet se confirment : seule une poignée de panneaux solaires sont éligibles à cette nouvelle aide financière. Néanmoins, une entreprise pourrait tirer son épingle du jeu. 

Au début du mois de septembre, la loi sur la TVA à 5,5 % avait fait l’objet d’un véritable feuilleton à suspense. Finalement, elle avait été publiée in-extremis, juste avant la chute du gouvernement Bayrou. Malgré l’objectif louable de réduire le coût d’installation d’une centrale photovoltaïque, cette loi a fait l’objet de critiques appuyées sur un point précis : ses critères d’éligibilité. Pour favoriser une production plus locale face aux importations chinoises, un impact carbone maximal de 530 kg CO₂e/kWc avait été fixé. Problème : cette valeur semblait exclure presque la totalité de la production actuelle, rendant presque inaccessible cette TVA à 5,5 %.

Le laboratoire d’essai et de certification Certisolis, seul organisme français à délivrer des Évaluations carbone simplifiées (ECS), vient de mettre à jour sa base de données pour mettre en évidence tous les modules dont le bilan carbone reste sous la barre des 530 kg CO₂e/kWc. Voici les modules ainsi éligibles :

• Tarka 110 VSMP TopCon en 435 Wc (55 cellules),
• Tarka 110 VSMP VSBP TopCon en 435 Wc (55 cellules),
• Tarka 120 VSMS PERC en 330 Wc (60 cellules),
• Tarka 120 VSMP VSBP TOPCon en 475 Wc (60 cellules).

Comme prévu, la liste est excessivement courte. Seuls quatre modules, fabriqués par le Français VOLTEC Solar, parviennent à répondre aux exigences de la loi TVA.

L’heure de gloire pour le français Voltec Solar ?

Si cette information résonne comme une mauvaise nouvelle pour les potentiels futurs acheteurs de centrales photovoltaïques, force est de constater que cette situation pourrait donner un coup de pouce bienvenu à la société alsacienne. Irréductibles Gaulois face aux fabricants chinois, les équipes de VOLTEC ont résisté à la crise de la surproduction de panneaux solaires, et produisent aujourd’hui l’équivalent de 500 MW de panneaux par an.

L’entreprise ne compte pas s’arrêter là, et veut se démarquer du reste du marché par l’innovation. L’entreprise cherche ainsi à industrialiser une technologie de modules photovoltaïques basés sur l’association de pérovskite et de silicium, grâce à un partenariat avec l’Institut photovoltaïque d’Île-de-France (IPVF). Aux dernières nouvelles, l’entreprise visait les 5 GW de production annuelle d’ici 2030.

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