Le projet de la future plus grande centrale photovoltaïque flottante au monde commence mal. Alors que sa première portion de 88 MWc devait bientôt être mise en service, une tempête est venue balayer les panneaux, engendrant des dégâts considérables.

Sale temps pour le photovoltaïque ! Il y a quelques jours, on vous parlait de ce parc de 400 hectares qui avait été lourdement endommagé par la grêle, dans le Texas. Cette fois, en Inde, c’est une portion du futur plus grand parc solaire flottant qui a été détruite par un orage estival quelques jours avant sa mise en service. Les impressionnantes vidéos de l’évènement témoignent des dégâts considérables qu’ont subi les panneaux.

Construit sur le réservoir du barrage Omkareshwar, dans la province indienne de Madhya Pradesh, ce parc de 88 MWc n’est, en réalité, qu’une partie de la première phase de la future plus grande centrale photovoltaïque flottante au monde. Une fois terminée, celle-ci devrait atteindre une puissance de 600 MWc sur une surface de 2 000 hectares. Pour l’heure, les travaux en cours portent sur trois sections de la première phase du projet, pour une puissance de 278 MWc. L’orage a touché la première portion achevée, tandis qu’une seconde portion de 100 MWc est en cours de raccordement.

#Nature & #Narmad #River 's fury disrupts one of the largest floating solar panel plant on Omkareshwar #Dam reservoir which was being opposed by Fisher people for causing disruption to their fishing rights. Clip shared by @NarmadaBachao activist @iAlokAgarwal pic.twitter.com/Cvx5nSJ0Ku

— Nandini K Oza (@OzaNandini) April 10, 2024

Une structure sous-dimensionnée par rapport aux conditions climatiques ?

À l’issue d’une évaluation des dégâts, le promoteur du parc a tenu des propos rassurants, indiquant qu’ils pourraient rapidement être réparés. Le promoteur espère pouvoir mettre en service plus de 100 MWc de panneaux d’ici la fin du mois. Pour l’heure, aucun détail n’a été communiqué sur la nature ni l’origine exacte des dégâts. Il pourrait s’agir d’une défaillance technique comme d’un mauvais dimensionnement du système d’ancrage des structures de panneaux (voir notre reportage sur le chantier d’une centrale solaire flottante dans le sud de la France). Espérons tout de même que les promoteurs du parc revoient leur copie pour éviter qu’une telle situation ne se reproduise.

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L’éolien offshore ne cesse de se développer. Partout, les projets se concrétisent. Le marché reste aujourd’hui dominé par la Chine.

L’éolien offshore ne cesse de se développer

L’année 2023 marque un tournant pour l’éolien offshore en Europe avec l’installation de 3,8 gigawatts (GW), un record jamais atteint auparavant. Cette performance s’inscrit dans un contexte de renforcement des capacités européennes visant à réduire la dépendance aux énergies fossiles. Pour faire simple, l’éolien offshore désigne les éoliennes implantées en mer, une technologie avantageuse en raison des vents plus forts et plus constants que sur les côtes. Parmi les pays leaders, les Pays-Bas se distinguent particulièrement avec 1,9 GW installés, surpassant le Royaume-Uni. Cette avancée démontre un engagement croissant envers cette énergie durable.

L’Europe conserve également son avance dans le secteur spécifique de l’éolien flottant, où elle a ajouté 37 mégawatts (MW) en 2023. À ce jour, elle détient 79 % de cette technologie spécialisée, qui permet d’installer des éoliennes en eaux profondes où les fondations fixes ne sont pas viables. Cette technologie représente une solution innovante pour exploiter les vents marins dans des zones jusqu’alors inaccessibles, consolidant ainsi la position de l’Europe comme un leader dans le domaine de l’innovation énergétique renouvelable.

La Chine domine toujours le marché global

Pendant ce temps, la Chine continue d’élargir son empreinte dans l’éolien offshore. Pékin ajoute 6,3 GW en 2023, ce qui représente plus de la moitié des nouvelles capacités mondiales installées. Cette expansion porte la capacité totale de la Chine à 38 GW. La-aussi, cela représente plus de la moitié des installations offshore à travers le monde. La stratégie chinoise reflète une ambition claire de dominer ce secteur de l’énergie renouvelable. Un marché d’avenir face au changement climatique.

Sur la scène mondiale, la capacité totale de l’éolien offshore atteint 75,2 GW à la fin de l’année 2023. De fait, il s’agit d’une technologie vue comme un pilier de la production d’énergie propre. Le rapport du Global Wind Energy Council souligne une augmentation de 24 % par rapport à 2022. Là aussi, une nouvelle preuve de l’accélération mondiale vers des alternatives énergétiques moins polluantes.

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Imaginez faire des économies notables sur votre budget carburant tout en adoptant un style de conduite qui respecte davantage l’environnement. L’écoconduite se révèle être une méthode efficace pour réduire vos dépenses et votre empreinte carbone.

Carburant : baisser un peu la vitesse va vous faire économiser !

Réduire votre vitesse de seulement 10 km/h sur autoroute peut vous faire économiser jusqu’à 4,5 litres de carburant sur 500 km. Cette pratique, recommandée par l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe), affecte à peine le temps de trajet. Par exemple, sur un trajet Lyon-Paris, cela représente seulement 18 minutes supplémentaires, un petit sacrifice pour une économie conséquente à réaliser.

Le démarrage en douceur est très important, surtout lors des premiers kilomètres où le moteur est encore froid. Poussez votre moteur trop rapidement peut augmenter sa consommation de carburant de 45 % au premier kilomètre. L’Ademe suggère d’éviter les accélérations brusques et de ne pas faire chauffer le moteur à l’arrêt, une habitude encore commune, mais inutile avec les véhicules modernes.

Couper le moteur : quand et pourquoi ?

Arrêter le moteur lors d’arrêts de 10 à 20 secondes, comme dans les bouchons, peut économiser 10 à 15 % de carburant. Avec l’introduction des systèmes « Stop & Start » sur les véhicules récents, cette pratique est devenue automatique, réduisant le gaspillage de carburant et les émissions polluantes sans effort supplémentaire de la part du conducteur.

Maintenir une vitesse constante et éviter les à-coups sont des méthodes éprouvées pour réduire la consommation de carburant jusqu’à 20 %. Anticiper les ralentissements et utiliser efficacement le frein moteur améliorent l’économie de carburant, mais aussi la sécurité et le confort de conduite. De plus, des pneus bien gonflés et sans surcharge inutile contribuent à une meilleure efficacité énergétique. Au total, toutes ces pratiques peuvent vous faire économiser environ 500 euros par an !

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Face aux enjeux climatiques, la France renforce sa législation pour favoriser l’adoption de solutions énergétiques durables. Parmi ces solutions, les ombrières de parking photovoltaïques émergent comme une option à la fois pratique et économique, permettant de produire de l’énergie tout en protégeant les véhicules des intempéries.

Les ombrières de parking photovoltaïque : une solution pratique et rentable

La loi Climat et Résilience, renforcée par la loi APER de 2023, est une pierre angulaire de la stratégie française contre le changement climatique. Ces réglementations ont non seulement stimulé l’adoption de technologies solaires en France, mais ont également posé des fondations solides pour une économie plus verte. En imposant l’installation de panneaux photovoltaïques sur les nouveaux bâtiments commerciaux et les parkings, ces lois visent à augmenter significativement la production d’énergie renouvelable tout en réduisant les émissions de CO2. APEX, en tant que leader régional, joue un rôle important dans ces différents changements, en mettant en œuvre des projets qui alignent viabilité économique et respect de l’environnement.

Les ombrières photovoltaïques ne sont pas seulement des sources d’énergie ; elles offrent également un abri contre les intempéries tout en optimisant l’espace inutilisé des parkings. Leur installation transforme des aires de stationnement ordinaires en centrales énergétiques, contribuant à la réduction de la dépendance aux énergies fossiles. Ce système représente une solution rentable pour les entreprises, augmentant la valeur des propriétés tout en diminuant les coûts énergétiques. C’est une avancée majeure vers l’autosuffisance énergétique qui s’inscrit parfaitement dans les objectifs de développement durable.

APEX leader de l’énergie en région sud

Le succès d’un projet photovoltaïque dépend largement de l’expertise de l’entreprise choisie. APEX, pionnier dans le domaine en région sud, démontre par son expérience et sa capacité à innover, pourquoi le choix de l’entreprise pour répondre à l’Obligation d’combrières photovoltaïques de parking est primordial. De la conception à la maintenance, APEX assure une qualité et une performance optimales des installations, garantissant ainsi un rendement énergétique maximal et une intégration respectueuse dans l’environnement local. Leur leadership se manifeste par une approche proactive et une adaptation constante aux nouvelles réglementations et demandes du marché.

L’avenir du photovoltaïque est prometteur, avec des avancées technologiques qui continuent de réduire les coûts et d’augmenter l’efficacité des installations. Les progrès dans les matériaux, les techniques de stockage de l’énergie et les innovations comme les ombrières intelligentes préfigurent une révolution dans la production et la consommation d’énergie renouvelable. Les politiques incitatives, les avancées technologiques et les acteurs engagés comme APEX contribuent à façonner un futur où le photovoltaïque joue un rôle central dans l’énergie durable.

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Le secteur énergétique français a été marqué en 2023 par une vague inédite de réclamations adressées au médiateur d’EDF, Olivier Fontanié. Cette augmentation, qui s’élève à 37% par rapport à 2022, est liée en particulier aux difficultés rencontrées par les consommateurs et les entreprises pour payer leurs factures, dans un contexte de hausses des prix de l’énergie.

Qui est le médiateur d’EDF et quel est son rôle ?

Le médiateur d’EDF, actuellement Olivier Fontanié, joue un rôle central en tant qu’intermédiaire impartial entre l’énergéticien et ses clients. Sa mission est de traiter les litiges non résolus par les services classiques de l’entreprise, offrant ainsi une dernière voie de recours pour les clients insatisfaits. En 2023, selon le rapport publié le 18 avril 2024, le médiateur a enregistré un nombre record de 7.470 saisines, en hausse de 37%.

La saisine du médiateur est une démarche que les clients peuvent entreprendre après avoir épuisé les voies de résolution habituelles d’EDF. Mais avant de pouvoir saisir le médiateur, le client doit avoir soumis une réclamation initiale à EDF et laissé un délai raisonnable sans obtenir de réponse satisfaisante.

Pourquoi une hausse des saisines en 2023 ?

La majorité des litiges en 2023 étaient liés à des augmentations de tarifs et des difficultés financières exacerbées par la fin annoncée du bouclier tarifaire. Les saisines provenant des entreprises concernaient principalement des difficultés à obtenir des réponses à leurs réclamations ou à honorer les contrats signés en période de prix élevés.

Le médiateur a noté une hausse exceptionnelle des demandes des professionnels, tandis que les augmentations étaient plus modérées chez les consommateurs individuels. Malgré la complexité des cas, 84% des réclamations acceptées ont été résolues à l’amiable, souvent dans un délai moyen de 64 jours.

En effet, la majorité des réclamations a été jugé irrecevable. Sur les 7.470 saisines enregistrées en 2023, seulement 1.652 ont ou vont passer entre les mains du médiateur d’EDF. In fine, seulement 23% des dossiers particuliers et 19% des dossiers professionnels auront pu bénéficier de l’aide du médiateur d’EDF pour trouver une résolution amiable qui convienne aux deux parties.

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Les ailes d’un moulin tournent, poussées qu’elles sont par le vent. Mais cette image traditionnelle pourrait bientôt laisser place à une autre. Celle de moulins dont les ailes seraient recouvertes de panneaux solaires photovoltaïques. À Potsdam (Allemagne), un moulin datant de 1702 désormais habité est ainsi habillé depuis 18 ans.

La Perse, la Chine ou l’Égypte. L’origine des moulins à vent est difficile à établir. Mais déjà, plusieurs siècles avant J.-C., des hommes avaient eu l’idée d’utiliser la force du vent pour produire de l’énergie. Une énergie pas encore électrique, mais mécanique. Servant alors à moudre le grain ou à pomper de l’eau. L’Europe s’y est mise un peu plus tard. Les Pays-Bas sont encore connus aujourd’hui pour leurs moulins et un bon millier reste en activité. Certains sont à présent inscrits au patrimoine mondial de l’Unesco.

À Potsdam, un moulin pas tout à fait comme les autres

De l’autre côté de la frontière, quelque part sur les rives du Großer Zernsee, l’un des nombreux plans d’eau de la région des lacs de Brandebourg, au sud-ouest de Berlin (Allemagne), un moulin datant de 1702 a été réhabilité. Un bâtiment de 18 mètres de haut comptant 200 mètres carrés de surface habitable sur 5 étages. Avec l’idée originale, dans le cadre d’une émission de télévision diffusée en 2006, d’en faire une maison de vacances autonome en énergie.

Le moulin photovoltaïque de Potsdam / Images : X Balkonsolar.

Comment ? Grâce aux ailes du moulin, évidemment. Mais pas tout à fait comme on pourrait l’imaginer de prime abord. Car ce moulin n’exploite pas l’énergie du vent. Il produit de l’électricité grâce à des panneaux solaires installés sur ses ailes. Au total, 24 panneaux photovoltaïques Sharp pour une puissance annoncée de l’ordre de 4,4 kilowatts-crête (kWc) — six modules de 185 watts-crête (Wc) sont installés sur chaque aile.

Les experts de SunEnergy GmbH qui ont installé le système assurent qu’il permet de couvrir les besoins du moulin. Notamment grâce à son dôme — le 5ᵉ étage — un peu particulier. Les ailes du moulin y sont fixées et il peut tourner sur 360°. Objectif : suivre la course du soleil tout au long de la journée et garder les panneaux solaires photovoltaïques dans le meilleur alignement.

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Enedis a publié les chiffres de raccordement des nouvelles installations d’autoconsommation collective mises en service au premier trimestre 2024. Et le moins qu’on puisse dire, c’est que le secteur connaît un franc succès. Pourquoi l’autoconsommation collective est-elle aussi appréciée en France ? Explications.

Depuis deux ans, la flambée des prix de l’énergie a incité de plus en plus de consommateurs à s’interroger sur leur façon de consommer. Ainsi, la sobriété est devenue réflexe, tant pour éviter de faire flamber sa facture que pour répondre aux sollicitations des pouvoirs publics face aux difficultés rencontrées par le réseau. Mais les usagers se sont également tournés vers une autre solution : l’autoconsommation. Il s’agit de consommer l’énergie que l’on produit soi-même, le plus souvent grâce à des panneaux photovoltaïques. Cette autoconsommation peut être individuelle lorsque le consommateur produit et utilise l’électricité qu’il produit seul. Elle peut aussi être collective, lorsqu’elle rassemble plusieurs acteurs.

Les chiffres de l’autoconsommation collective au premier trimestre 2024

Justement, le distributeur Enedis a publié fin mars les chiffres de l’autoconsommation collective pour le premier trimestre de l’année. Et la filière est manifestement en plein boom. Entre janvier et mars 2024, Enedis a dénombré 379 opérations d’autoconsommation collective dans son périmètre. Le chiffre est en hausse de 102 % par rapport à l’année 2023. Le distributeur nous apprend par ailleurs que ces 379 opérations, qui atteignent une puissance totale installée de 27 mégawatts (MW), rassemblent pas moins de 4 929 participants avec une moyenne de 2 producteurs pour 11 consommateurs pour chaque opération.

Les régions Grand Est et Occitanie arrivent en tête du classement s’agissant du nombre d’opérations réalisées (51), devançant de peu les Hauts-de-France (49) et Auvergne Rhône-Alpes (48). En fin de liste, le Centre-Val de Loire ne fait état que de 8 opérations effectuées. On remarque que l’autoconsommation collective plaît partout en France et n’est pas limitée à un seul territoire.

Les conditions de mise en œuvre d’un projet d’autoconsommation collective

Quel est le cadre de réalisation d’un projet d’autoconsommation collective ? Pour répondre à la demande du public, Enedis a publié un guide pédagogique pour répondre aux questions les plus fréquentes. Pour mettre en place un projet d’autoconsommation collective, les participants doivent se réunir pour fonder une structure juridique. On l’appelle la personne morale organisatrice. Cela peut être une association, une coopérative ou encore une société par exemple.

Le projet doit porter sur une ou plusieurs installations dont la puissance de production cumulée est inférieure à 3 mégawatts (MW). Les consommateurs qui participent à l’opération peuvent être des particuliers comme des habitants ou des bailleurs sociaux par exemple, mais aussi des acteurs industriels. Tous les participants doivent en revanche se situer dans un périmètre restreint de 2 km (même si une dérogation peut être accordée pour porter la limite à 20 km en zone rurale). Les consommateurs conservent leur contrat de fourniture d’électricité puisque l’installation d’autoconsommation collective ne couvre pas tous leurs besoins. Mais les kilowattheures (kWh) produits dans le cadre de l’opération sont déduits de la facture classique.

Les raisons du succès de l’autoconsommation collective en France

D’après les chiffres publiés par Enedis, l’autoconsommation séduit de plus en plus de monde. L’une des raisons de cet engouement réside sans doute dans le contexte de la crise de l’énergie. Pendant des décennies, la France a pu compter sur une électricité peu chère produite principalement par son parc nucléaire. Avec l’augmentation de la demande d’énergie liée à la reprise économique post-covid, suivie de la guerre en Ukraine qui a tendu l’approvisionnement en gaz en Europe, la situation s’est compliquée. Elle a ensuite été aggravée par les difficultés propres aux moyens de production français : parc nucléaire partiellement à l’arrêt pour des défauts inopinés et des reports d’opérations de maintenance, nombreux épisodes de sécheresse qui ont diminué les réserves des installations d’hydroélectricité.

Les Français ont ainsi vu leur facture d’énergie flamber depuis 2022, même si les particuliers et les petits professionnels ont été en partie protégés par le bouclier tarifaire qui a contenu la hausse des prix. Toutefois, les usagers se sont penchés sur leur facture d’énergie et ont cherché des moyens de faire baisser la note. Si les installations photovoltaïques individuelles sont en plein développement, elles ne sont pas adaptées à tous : locataires, occupants d’immeuble (même si les kits de balcon existent), maisons et terrains mal orientés. De nombreuses raisons peuvent freiner l’investissement dans une installation individuelle de production d’électricité.

Les opérations d’autoconsommation collective représentent alors une alternative pour ceux qui souhaitent investir dans une énergie décarbonée produite localement en circuit court. D’ailleurs, ces projets sont encouragés et certaines régions proposent même des aides. Par exemple, la région Grand Est propose une aide pouvant aller jusqu’à 70 % pour les études de faisabilité du projet et jusqu’à 500 euros/kilowatts crête (kWc) pour les dépenses. Ces opérations sont également l’occasion de se réunir en collectif pour mener à bien un projet concret, à taille humaine, en investissant une partie de son épargne. Avec la nouvelle hausse du prix de l’électricité appliquée depuis février 2024 et l’annonce de Bruno Le Maire indiquant qu’une énième augmentation était à prévoir l’an prochain, il y a fort à parier que les projets d’autoconsommation collective vont se multiplier dans les prochains mois.

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Le marché des panneaux solaires est dominé par l’Asie. Les entreprises françaises ou européennes sont en difficulté. L’une des plus importantes de France, Systovi, met la clé sous la porte.

Systovi, la fin d’un pionnier des panneaux solaires

Créée en 2008, la société Systovi, localisée à Carquefou près de Nantes, s’est spécialisée dans la fabrication de panneaux solaires. Les géants asiatiques dominent ce marché. En dépit d’un chiffre d’affaires respectable de 21,5 millions d’euros en 2023, l’entreprise de 87 employés ne peut plus résister à la pression économique et à l’accélération du dumping chinois. L’absence de repreneurs et le poids des réglementations contraignent le tribunal de commerce à prononcer sa liquidation judiciaire. La nouvelle tombe au moment où la France s’engage à doubler ses capacités de production solaire d’ici 2030. Un « plan de bataille » ambitieux mais insuffisant pour sauver Systovi.

Les efforts récents, incluant un investissement de près de 2 millions d’euros pour augmenter la production, n’ont pas suffi à inverser la tendance. La direction de Systovi explique que la décision de fermer est « inévitable ». Elle souligne l’intérêt des acteurs pour reprendre le flambeau, mais déplore l’absence de propositions concrètes.

L’industrie solaire française prend un coup

Le cas de Systovi soulève des questions cruciales sur la viabilité des fabricants européens de panneaux solaires face à la concurrence asiatique. Produire des modules à partir de cellules importées reste un défi majeur, le marché étant extrêmement volatile et dépendant des besoins chinois. La France, malgré ses efforts pour stimuler l’industrie solaire locale, accuse un retard significatif en matière d’industrialisation photovoltaïque.

Cette faillite intervient également dans un contexte où le gouvernement français s’efforce de combler le déficit de production solaire. Avec un objectif révisé de 100 GW d’ici 2035, le pays envisage d’augmenter sa capacité de production solaire interne à 40 % de sa consommation d’ici 2030. La fin tragique de Systovi tombe donc très mal. Elle met en lumière un retard important pris par la France dans la production et la démocratisation des panneaux solaires.

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Le 1ᵉʳ octobre 2024 marquera la fermeture définitive du gisement de gaz naturel de Groningue, le plus grand d’Europe, mettant un terme à une ère de plus de soixante ans d’exploitation.

Gisement de Groningue : les habitants n’en pouvaient plus

Le gisement de Groningue, exploité depuis 1963, a été un pilier de l’approvisionnement en gaz naturel en Europe. La décision de fermer les vannes a été influencée par les séismes de faible magnitude causés par l’exploitation du gaz. Ces tremblements ont non seulement endommagé des propriétés, mais ont également affecté la qualité de vie des riverains, conduisant à une lutte juridique et politique prolongée. L’arrêt de l’extraction est une réponse à ces défis environnementaux et sociaux, mais pose la question de l’adaptation à de nouvelles sources d’énergie.

Depuis plus de vingt ans, les résidents de Groningue vivent dans l’incertitude, subissant des dommages matériels et moraux dus aux séismes répétés. Les indemnisations et les mesures compensatoires ont été lentes et insuffisantes, exacerbant le sentiment d’injustice au sein de la communauté. Le renforcement des structures et la réparation des dommages sont désormais des priorités urgentes pour le gouvernement, témoignant de la complexité des implications humaines de l’extraction énergétique.

Une fermeture en pleine guerre en Ukraine

La fermeture du gisement intervient dans un contexte de crise énergétique exacerbée par des tensions internationales, notamment l’invasion de l’Ukraine par la Russie. Les autorités néerlandaises ont dû jongler entre les impératifs de sécurité d’approvisionnement national et les exigences de transition énergétique. Cette décision illustre les dilemmes auxquels sont confrontés les pays dépendants des combustibles fossiles dans un monde qui aspire à une plus grande durabilité.

Avec la fermeture définitive du gisement, les Pays-Bas et l’Europe doivent repenser leurs stratégies énergétiques. Les défis liés à la transition vers des sources d’énergie renouvelables sont immenses, surtout pour une région habituée à compter sur le gaz comme ressource facilement accessible. Comment les décideurs vont-ils balancer les besoins immédiats contre les impératifs écologiques ?

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Transporter les pales des éoliennes de leur site de fabrication jusqu’aux parcs éoliens, ce n’est pas une mince affaire. Et l’opération devient de plus en plus délicate à mesure que les éoliennes grandissent. Les erreurs se payent au prix fort.

Pour produire plus, les ingénieurs ont imaginé des éoliennes toujours plus grandes. Plus hautes. Mais équipées, également, de pales plus longues. Dans leurs versions terrestres, les pales d’éoliennes peuvent atteindre les 60 mètres de long. La plus longue pale d’éolienne en mer, quant à elle, dépasse déjà les 120 mètres. Et le Chinois Mingyang Smart Energy travaille à l’élaboration d’une pale de 140 mètres ! Le tout faisant aussi grimper le poids de ces pièces. Pour vous faire une idée, sachez qu’une pale d’éolienne de 45 mètres de long pèse de l’ordre de 6,5 tonnes. Les pales des éoliennes en mer peuvent, quant à elle, peser plusieurs dizaines de tonnes chacune.

Transporter des pales de plus en plus longues par camion

L’ennui, c’est que ces pales sont rarement fabriquées à proximité des endroits où sont implantés les parcs éoliens. Des zones, qui plus est, auxquelles on accède souvent par des voies relativement étroites, en pente ou le long desquelles se trouvent de nombreux virages, parfois serrés. D’où le défi qui se pose aux promoteurs de ces parcs et aux fabricants d’éoliennes de transporter leurs pales par camion. Avec l’accélération du déploiement de l’éolien, les images d’accidents se multiplient sur les réseaux sociaux.

Pourtant, des solutions existent. Le trajet doit être étudié minutieusement avant de lancer un camion chargé sur les routes. Les pentes, les angles de braquage, les vitesses et même les passages à niveau, les ponts et les tunnels, les revêtements des voies empruntées et les conditions météorologiques au moment du transport doivent être analysés au préalable. Avec toutes ces informations en main, les opérateurs peuvent utiliser des systèmes de lest qui permettent de stabiliser la charge. Ou encore, de tourner la pale de l’éolienne afin de l’équilibrer dans les virages. Mais parfois, des éléments sont oubliés du calcul, comme dans cette vidéo, ou le centre de gravité a manifestement mal été évalué.

Des camions dédiés au transport de pales d’éoliennes

Les ingénieurs travaillent aussi au développement de camions dédiés à ce type d’opérations. Le parc éolien de MacIntyre (Australie) en bénéfice déjà. Il est implanté dans une région accidentée. Pour y accéder, il faut franchir des collines, des ravins et des zones de végétation. Avec des engins classiques, il aurait fallu aux promoteurs détruire pas moins de 20 000 m² de terres agricoles et de forêts pour ouvrir la voie aux camions transportant les pales des éoliennes. Les « manipulateurs de pales » en action depuis quelques mois permettent, grâce à un dispositif à entraînement hydraulique, de relever les pales jusqu’à 40 degrés pour les déplacer plus facilement et en toute sécurité sans abimer les paysages traversés.

Dans le Colorado (États-Unis), une start-up vient quant à elle d’annoncer sa volonté de construire le plus grand avion du monde pour transporter des pales d’éoliennes. Des pales jusqu’à une centaine de mètres de long. Selon Radia, son WindRunner pourrait s’envoler d’aéroports régionaux et atterrir sur la « piste en terre » la plus proche des parcs éoliens.

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Bercy vise à installer un million de pompes à chaleur d’ici à 2027, promettant une réduction significative de la dépendance aux énergies fossiles et un élan pour l’emploi avec la création de 47 000 postes.

Les aides pour les pompes à chaleur ne prennent pas

Le déploiement massif des pompes à chaleur représente une superbe avancée vers la réduction des émissions de CO2, en permettant de diminuer significativement l’utilisation de combustibles fossiles pour le chauffage des bâtiments. Selon le plan de Bercy, cette initiative devrait entraîner des économies annuelles substantielles pour les ménages français, qui pourraient voir leur facture d’énergie réduite grâce à ces dispositifs plus efficients. Toutefois, le coût initial, d’environ 14 700 euros, demeure un défi, malgré les aides telles que MaPrimeRénov’ et l’éco-PTZ qui visent à le rendre plus abordable.

L’objectif de produire un million de pompes à chaleur en France d’ici à 2027 est également un moteur potentiel de croissance économique. La nécessité d’augmenter la production nationale promet de revitaliser l’industrie locale et de créer environ 30 000 emplois pour les installateurs, sans compter les autres postes indirects. Ce projet est ambitieux, car il implique de multiplier par dix la production actuelle, un véritable défi industriel qui nécessite une augmentation significative des capacités de production et de l’expertise technique.

Privilégier les PAC françaises

Le succès de ce plan ne repose pas uniquement sur la capacité de production, mais aussi sur l’acceptation du marché. Les défis incluent la réticence due aux coûts initiaux élevés et à la complexité de l’installation, en particulier dans le cadre des rénovations. En outre, la compétition avec des produits importés, souvent moins chers, pose une menace significative. L’éco-conditionnalité annoncée par Bruno Le Maire vise à privilégier les pompes à chaleur performantes et locales, mais cette stratégie nécessitera une communication et des incitations efficaces pour convaincre les consommateurs.

Le cadre réglementaire, notamment la nouvelle réglementation RE2020, incite fortement à l’utilisation des pompes à chaleur dans les constructions neuves et les rénovations thermiques. Le plan d’action inclut diverses mesures pour stimuler ce marché, comme l’augmentation des aides à l’achat et une stratégie d’achats publics ciblés. Le soutien gouvernemental apparaît donc comme un pilier essentiel pour atteindre les objectifs de 2027.

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La grande distribution n’est pas prête à appliquer la loi en matière d’énergies renouvelables. Le secteur demande un délai de deux ans pour se mettre en conformité. Une requête qui agace.

La grande distribution pas encore prête pour les énergies renouvelables

La grande distribution monte au créneau. Elle entend exprimer son désaccord face aux délais imposés par la loi sur les énergies renouvelables. Notamment concernant l’installation obligatoire d’ombrières photovoltaïques sur les parkings des magasins d’ici 2028. Selon elle, ce calendrier est « totalement inadapté » compte tenu des défis logistiques et économiques à surmonter. Les principaux acteurs du secteur pointent du doigt l’absence de décrets d’application clairs plus d’un an après la publication de la loi.

De plus, les premières usines françaises de production de panneaux photovoltaïques, essentielles pour répondre à cette demande, ne seront pas opérationnelles avant 2025. Dans ce contexte, les magasins se demandent comment il serait possible de couvrir les 70 millions de mètres carrés de parkings en si peu de temps, tout en respectant des conditions économiques raisonnables.

Un impact économique et environnemental à considérer

La loi sur les énergies renouvelables, bien que louable dans ses objectifs de multiplier par dix la capacité de production d’énergie solaire en France d’ici 2050, soulève des préoccupations majeures au sein de la grande distribution. Les coûts associés à ces installations, estimés à 2 milliards d’euros annuels, pourraient s’avérer prohibitifs pour les petits acteurs du secteur. Face à ces enjeux, la grande distribution a déjà plaidé en février 2023 pour des mesures d’incitation financière.

De plus, il existe une inquiétude quant à l’impact de ces installations sur la végétation existante. En effet, les ombrières pourront potentiellement remplacer des zones vertes dans les parkings. Ces arguments poussent les acteurs économiques à demander une révision de la loi. Néanmoins, face à l’urgence climatique, la grande distribution peine à faire des efforts. De son côté, le gouvernement n’entend pas modifier le calendrier pour le moment.

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Elle n’aura pas tenu plus de six ans. Lancée en 2018, l’usine Systovi de Carquefou près de Nantes va cesser définitivement ses activités, faute de repreneur. Le fabricant français de panneaux photovoltaïques, qui emploie 87 personnes, a été placé en liquidation judiciaire de ce mercredi 17 avril.

Alors que le gouvernement présentait il y a quelques jours un plan de soutien aux usines françaises de panneaux solaires, son action aura été vaine sur le dossier Systovi. Cette entreprise française fondée en 2008 n’a pu résister à la concurrence déloyale des fabricants chinois de panneaux photovoltaïques, malgré de récents et importants investissements dans son usine de Carquefou (Loire-Atlantique). En grande difficulté, la société n’a trouvé aucun repreneur au terme d’un mois de « recherche intensive » dévoile-t-elle par communiqué. Le Tribunal de Commerce de Nantes l’a donc placée en liquidation judiciaire le 17 avril.

« Malgré nos investissements, l’entreprise fait face à l’accélération soudaine du dumping chinois depuis l’été 2023 et les discussions réglementaires en cours en France et en Europe, auxquelles elle a participé depuis des années, n’auront pas d’effet dans un délai compatible avec ses enjeux » explique l’entreprise. Selon Paul Toulouse, son directeur, parmi les « très nombreux contacts ayant manifesté un intérêt pour Systovi, aucun n’a concrétisé d’offre ». Une cinquantaine d’acteurs auraient échangé sans succès, selon le dirigeant.

« Nous sommes très tristes de cette issue et mobilisons dès à présent toute notre énergie pour accompagner du mieux possible les femmes et les hommes qui se sont battus depuis 15 ans pour faire exister le solaire français » annonce Systovi, qui emploie 87 salariés. L’entreprise française n’est pas la seule à souffrir de l’afflux de panneaux photovoltaïques chinois vendus à prix dérisoires et du manque d’attractivité industrielle de l’Europe. Le Suisse Meyer Burger va également fermer les portes d’une des plus grandes usines européennes de panneaux solaires en Allemagne, au profit des États-Unis. En parallèle, de grands projets continuent de se développer, comme celui de giga-usine de cellules photovoltaïques de Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône), porté par Carbon, et d’HoloSolis à Hambach (Moselle).

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EDF a pris la décision d’arrêter cinq réacteurs nucléaires le week-end dernier, en raison d’une forte baisse de la demande d’électricité faisant chuter les prix. Une aberration qui montre que le réseau n’est toujours pas en mesure de valoriser la production excédentaire des centrales bas-carbone : nucléaire, éolien et solaire.

La France tourne la page de la crise de l’énergie : nos réserves hydrauliques se portent bien et notre parc nucléaire va mieux, après les arrêts inopinés de nombreux réacteurs et les retards pris dans les opérations de maintenance avec la crise sanitaire. Pour preuve, le prix de l’électricité sur le marché de gros est en chute libre. Cette situation s’explique également par le développement des énergies renouvelables qui permet de bénéficier d’un afflux de production d’électricité, dès que le soleil est radieux, comme c’est le cas en ce début de printemps.

Un réseau inadapté aux fortes productions issues des énergies renouvelables

Mais cette hausse de la production d’électricité issue des énergies renouvelables combinée à une baisse importante de la demande peut aussi perturber le réseau, lequel doit en permanence conserver un équilibre parfait entre l’offre et la demande. Ce week-end, les températures anormalement élevées ont anéanti les besoins de chauffage. La consommation nationale a chuté à des niveaux comparables à un dimanche de juillet. En parallèle, les parcs solaires ont tourné à haut régime, atteignant un pic à 10,7 GW dimanche à 13h15. En conséquence, le prix de l’électricité sur le marché spot en France est resté négatif, plongeant à un minimum de -39,89 €/MWh.

Pour maintenir la balance à l’équilibre entre offre et demande, EDF a donc dû arrêter 5 réacteurs nucléaires. Les sites concernés sont ceux de Dampierre 4 (890 mégawatts [MW]), Golfech 2 (1 310 MW), Paluel 4 (1 330 MW), Tricastin 1 et 3 (915 MW chacun). Tous ont été déconnectés du réseau samedi matin pour être reconnectés dimanche soir, à l’exception du réacteur Tricastin 1 remis en route mardi soir.

La courbe de production du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Golfech, le week-end du 13 au 14 avril 2024 / Energygraph.

Au total, 5,4 GW ont été concernés par cette coupure. On peut toutefois s’interroger sur ces arrêts qui risquent de se renouveler à mesure que le déploiement des énergies renouvelables s’accélère. Le réseau ne semble pas encore tout à fait prêt à accueillir ces nouveaux modes de production décentralisés dont la production dépend des conditions climatiques et n’est pas corrélée aux besoins. Pourtant, déconnecter des réacteurs nucléaires qui produisent une électricité décarbonée apparaît comme un gâchis alors même que ces arrêts sont coûteux.

Des solutions existent pour utiliser le surplus de production électrique

Il est surprenant que des solutions ne soient pas déployées pour valoriser le surplus de production électrique, dans le contexte actuel de décarbonation. Faute de demande, des moyens de production bas-carbone sont aujourd’hui bridés, alors qu’ils pourraient se substituer aux énergies fossiles.

Une des pistes pour soutenir la demande est le déploiement du véhicule électrique. Il constitue une des solutions pour gérer le surplus de production puisque la recharge est un moyen de stockage. Pour l’heure, le prix élevé à l’achat et les difficultés d’accès à la recharge privée dans certaines zones du territoire constituent un frein pour beaucoup d’automobilistes.

Il conviendrait également d’accélérer la décarbonation de l’industrie pour augmenter son électrification. Grâce aux systèmes de stockage de grande ampleur tels que les STEP et les méga batteries, ils pourraient bénéficier en semaine d’une électricité à bas-coût stockée les week-ends de faible demande, par exemple.

Par ailleurs, le recours à l’hydrogène constitue aussi une autre solution qui permettrait de valoriser un excédent de production, et d’éviter ainsi les arrêts de tranches des réacteurs nucléaires. La filière est en plein développement, notamment avec la construction prochaine d’usine d’hydrogène vert qui devrait voir le jour au Havre en 2028, avec le soutien financier de l’État. Enfin, le surplus de production électrique devrait pouvoir faire l’objet d’un stockage à très grande échelle.

Pour cela, des moyens de stockage massif devraient être développés rapidement. Si certains pays ont déjà pris les devants en investissant dans les batteries et les stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP), ce n’est pas le cas de la France. Aucun des grands scénarios établis pour l’avenir du mix électrique, que ce soit par l’ADEME ou le gestionnaire de réseau RTE, ne considère le stockage comme une pièce indispensable à la transition énergétique. Pourtant, le stockage participe à rendre le réseau électrique plus flexible.

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La start-up Jimmy propose une solution pour décarboner les grandes industries : remplacer les chaudières à combustible fossile par de petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR) qui n’émettent pas de CO₂. Une usine de fabrication de ces SMR devrait s’implanter sur la commune du Creusot (Saône-et-Loire).

Face aux enjeux climatiques, les industriels doivent trouver des solutions pour décarboner leur activité tout en préservant leur compétitivité. Plusieurs procédés sont déjà utilisés dans le secteur pour faire des économies et diminuer les émissions de CO₂ : récupération de la chaleur fatale ou stockage de la chaleur, par exemple.

Le nucléaire à la rescousse de l’industrie pour décarboner son activité

La start-up française Jimmy pourrait bientôt proposer une autre solution intéressante pour les industriels. Il s’agit de fabriquer des SMR en série pour remplacer les chaudières à gaz ou fioul traditionnellement utilisés dans l’industrie pour produire de la chaleur. Ces SMR pourront se brancher directement sur les installations industrielles existantes. Et Jimmy a annoncé récemment que sa plateforme de fabrication de ses générateurs thermiques nucléaires sera implantée en France, sur la commune du Creusot. Créé en 2020, Jimmy se définit comme une « start-up industrielle française qui réinvente l’utilisation de la fission nucléaire pour décarboner la chaleur industrielle ».

Détail des installations prévues au Creusot / Image : Jimmy.

D’ailleurs, l’entreprise se devait de trouver rapidement un site pour implanter sa nouvelle usine puisqu’elle doit livrer son premier client fin 2026. L’usine s’étendra sur 125 000 m² comprenant un atelier de stockage et d’assemblage qui entrera en service en 2025 puis en 2026, un atelier d’assemblage pour l’insertion du combustible dans les cuves. Enfin, un atelier de préparation du combustible devrait être opérationnel en 2028. Le projet nécessite un investissement de 100 millions d’euros et devrait créer à terme environ 300 emplois. L’entreprise est soutenue par l’État qui lui a accordé une subvention de 32 millions d’euros dans le cadre du plan France 2030.

Le boom mondial des SMR face aux enjeux climatiques

Le nucléaire est une des solutions utilisées dans le monde pour décarboner le mix énergétique des États. Mais construire un parc nucléaire prend du temps alors que les enjeux climatiques pressent les États à accélérer leurs actions dans le domaine. C’est la raison pour laquelle la technologie SMR a le vent en poupe dans le secteur du nucléaire. Il s’agit de réacteurs miniatures d’une puissance moindre (entre 50 et 300 mégawatts électriques (MWe) par rapport aux réacteurs traditionnels (entre 900 et 1650 MWe). Mais ils présentent l’avantage d’être moins onéreux et plus rapides à construire. Des dizaines de projets de construction de SMR sont en cours dans le monde, dont le projet Nuward en France.

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Ce n’est pas une nouveauté : le recours aux systèmes de stockage est une des meilleures solutions pour lisser la production d’énergies renouvelables. Au Royaume-Uni, les batteries géantes pallieraient même le sous-dimensionnement de certaines portions du réseau électrique.  

Produire de l’électricité renouvelable, c’est bien, mais pouvoir l’utiliser, c’est mieux. Au Royaume-Uni, un important déséquilibre du réseau électrique entre le nord et le sud entraîne régulièrement le bridage d’éoliennes en Écosse, et l’activation de centrales à gaz en Angleterre ainsi qu’au Pays de Galles. Selon Field, un spécialiste des centrales de stockage par batterie, ces manipulations auraient coûté près de 920 millions de livres sterling, soit plus d’un milliard d’euros, rien que sur l’année 2023. Si rien n’est fait, avec le développement des énergies renouvelables, ce manque à gagner pourrait atteindre 2,2 milliards de livres sterling par an d’ici 2030.

Heureusement, selon Field, la situation pourrait être grandement améliorée grâce au développement de centrales de stockage par batteries qui permettraient de stocker, puis mieux répartir, la production électrique dans le temps. Cette solution réduirait ainsi de 80 % ce coût en limitant le recours au bridage.

Les batteries pour compenser les limites du réseau électrique britannique

Principale cause de cette coûteuse situation : la frontière B6, séparant l’Écosse de l’Angleterre, dont la capacité ne dépasse pas les 6,3 GW. Or, une grande partie des projets de production d’énergies renouvelables du Royaume-Uni se situent en Écosse qui dispose notamment de conditions météorologiques très favorables au développement de l’éolien offshore.

Actuellement, l’Écosse et ses 5,4 millions d’habitants nécessite seulement 4 GW de puissance électrique, mais dispose d’une capacité installée de 17,8 GW, selon le National Grid ESO. En 2030, l’écart pourrait être beaucoup plus grand puisque les besoins de l’Écosse sont estimés à 6 GW pour une capacité totale de production d’électricité de 43 GW. Face à ce constat, si les systèmes de stockage de batterie sont les bienvenus pour permettre de lisser la courbe de production des énergies renouvelables, une augmentation des capacités de transmissions du réseau électrique serait le bienvenu pour assurer plus de souplesse au réseau électrique britannique.

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La troisième vague d’envoi du chèque énergie débute ce mardi 16 avril 2024. Voici la liste des départements qui sont concernés.

Une vingtaine de départements concernés

Le chèque énergie se présente comme une bouffée d’oxygène pour de nombreux foyers français. Pour l’année 2024, 5,6 millions de Français y sont éligibles, et son montant varie de 48 à 277 euros. Cette initiative, mise en place depuis 2018 par le gouvernement, vise à alléger la charge financière des dépenses énergétiques des ménages les plus modestes.

Conçu pour favoriser l’accès à une énergie abordable tout en encourageant la transition énergétique, ce dispositif permet de régler une partie des factures d’énergie du logement, mais aussi de financer des travaux de rénovation énergétique. La prochaine et dernière vague d’envois est prévue du 22 au 25 avril 2024.

Comment utiliser son chèque énergie ?

• Règlement des factures énergétiques : Le chèque peut être utilisé pour payer les factures de gaz, d’électricité, de fioul, de bois, ou tout autre source d’énergie utilisée pour le chauffage.
• Travaux de rénovation énergétique : faites-vous accompagnez par un professionnel reconnu par l’état.
• Paiement en ligne ou directement auprès des fournisseurs : de nombreux fournisseurs acceptent le chèque énergie directement sur leur site internet.

Et si je ne reçois pas mon chèque énergie ?

Pas de panique ! Si votre chèque énergie n’a pas été réceptionné dans les temps prévus, il est conseillé de patienter quelques jours pour tenir compte des délais postaux. Il est également possible de vérifier son éligibilité via le simulateur disponible sur le site officiel chequeenergie.gouv.fr.

En cas de problème persistant, l’assistance utilisateurs est là pour répondre à toutes vos questions via ce numéro : 0.805.204.805 (appel et service gratuits).

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Le flambeau olympique est né ce mardi, à cent jours de la cérémonie d’ouverture des jeux de Paris 2024. Si la flamme n’a pas pu être allumée directement à partir des rayons du soleil en raison de la météo, une astuce a permis d’assurer la tradition millénaire. Le protocole avait prévu l’intermittence de cette énergie renouvelable.

Il y a 2 800 ans, la toute première flamme olympique était allumée grâce au soleil. Les grecs utilisaient le « skaphia », un ancêtre du miroir parabolique actuel, pour concentrer les rayons solaires sur la torche. Ce protocole antique est toujours respecté aujourd’hui, même lorsque le ciel est couvert durant la cérémonie officielle. Le flambeau allumé ce mardi 16 mars à Olympie (Grèce), à cent jours du lancement des jeux de Paris 2024, en a fait l’expérience.

Les rayons solaires n’étant pas suffisamment puissants pour enflammer la mèche en raison de la couverture nuageuse, une flamme de réserve a été utilisée. Cette dernière a été allumée « un jour de beau temps avant la cérémonie officielle » promet un document du Musée Olympique. « De cette manière, même si le ciel est couvert le jour de la cérémonie, la torche peut être allumée à partir de cette flamme conservée dans une lampe de sécurité ».

🔥 La flamme olympique vient de s'allumer à Olympie, avant les Jeux de Paris 2024 cet été. Elle arrivera à Marseille le 8 mai prochain. pic.twitter.com/xlQAgmatPg

— franceinfo (@franceinfo) April 16, 2024

Quelles énergies pour conserver la flamme tout au long de son parcours ?

Faute de système de stockage adapté, l’intermittence de l’énergie solaire a donc été compensée par une autre énergie, probablement du pétrole lampant (kérosène) d’origine fossile, de l’huile végétale ou de l’éthanol, d’origine renouvelable. Des solutions bas-carbone permettraient toutefois de stocker l’énergie solaire emmagasinée précédemment lors de jours ensoleillés. Par exemple, une centrale solaire à concentration reliée à une batterie thermique serait en mesure d’allumer la flamme par mauvais temps. Autrement, des panneaux photovoltaïques pourraient recharger une batterie électrochimique, qui enflammerait ensuite la torche via un arc électrique.

Lors des relais, les différentes torches utilisent généralement des cartouches de gaz de pétrole liquéfié (GPL), d’origine fossile. En France toutefois, le flambeau carburera au biopropane selon le Comité international olympique. Un combustible renouvelable produit à partir d’huiles végétales ou plus rarement de déchets organiques. Entretemps, il aura voyagé en avion (sic) dans une lampe fermée « de type Davy » utilisant du kérosène ou des « hydrocarbures liquides », précisent les règles de l’Organisation de l’aviation civile internationale pour le transport des « flammes symboliques ».

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Les parcs éoliens et centrales solaires se multiplient, mais les centrales à charbon aussi. Du moins, en Chine et en Inde, respectivement premier et troisième plus gros consommateur d’électricité au monde. Ces centrales extrêmement polluantes permettent à ces pays de répondre rapidement à leurs besoins croissants en électricité, mais également à écouler le charbon que la Chine produit. 

On vous en parle ici au quotidien : les énergies renouvelables se développent à grande vitesse. Pas une semaine ne passe sans qu’un nouveau parc éolien, une nouvelle centrale solaire, ou une innovation dans le domaine des renouvelables ne voit le jour. Des records de production à partir d’énergies renouvelables sont régulièrement battus, en particulier en Europe, et le recours aux énergies fossiles pour la production d’électricité est de moins en moins fréquent.

Et pourtant, un rapport publié par le Global Energy Monitor vient remettre en question l’un des narratifs de la transition énergétique planétaire. En 2023, si l’équivalent de 21,1 GW de centrales à charbon ont été mises hors service, on dénombre pas moins de 69,5 GW de nouvelles centrales branchées sur le réseau ! Et ce chiffre ne fait pas valeur d’exception, puisque, depuis 2000, la puissance totale des centrales à charbon dans le monde est passée de 1 068 GW à 2 079 GW. Un chiffre alarmant qui pose question sur les véritables efforts faits à travers le monde sur le sujet.

Document : Global Energy Monitor, traduit et adapté par Révolution Énergétique.

La Chine et l’Inde ruinent les efforts du reste du monde

En y regardant de plus près, on constate rapidement que la répartition de ces nouvelles centrales à charbon dans le monde est très inégale. Dans les pays historiquement développés, comme l’Europe et les États-Unis, la tendance est même clairement à la baisse. Si, en 2000, l’Europe comptait 164,1 GW de centrales à charbon, ce chiffre est passé à 107,1 GW en 2022. Du côté des États-Unis, le constat est encore plus flagrant avec une baisse de 155 GW de capacité de production à partir de charbon. Pour ces pays, on constate une prise de conscience et une direction franche prise à partir de 2015, à la suite des Accords de Paris.

En réalité, la Chine, qui mène pourtant la danse dans la production d’énergies renouvelables et du nucléaire, n’en reste pas moins une très grande consommatrice de charbon. Preuve en est, sur les 20 dernières années, sa capacité de production d’électricité à base de charbon est passée de 189,7 GW à 1 137 GW ! Elle dispose, à elle toute seule, plus de trois fois la puissance de centrales à charbon que l’Europe et les États-Unis réunis.  Cependant, cette situation ne semble pas prête de s’arrêter, puisque 578 GW de centrales à charbon sont en projet dans le monde, dont 70 % en Chine.

L’Empire du Milieu n’est pas le seul à adopter cette trajectoire, puisque l’Inde affiche, dans une moindre mesure, la même tendance. Depuis 2015, le pays a ajouté à son mix énergétique près de 47 GW de centrale à charbon pour un total de 237 GW en 2022.

La Chine construit des centrales à charbons pour que nous n’ayons pas à le faire ?

La Chine nous étonnera toujours par sa démesure. Capable de réaliser les plus grandes installations de production d’énergies renouvelables, elle reste aussi la championne des centrales à charbon pour une raison simple : elle a des besoins colossaux. Parfois qualifiée d’usine du monde, elle assure l’équivalent de 35 % de la production industrielle mondiale. Selon l’économiste américain Richard Baldwin, la Chine produirait davantage que les neuf pays suivants réunis. Elle s’est rendue indispensable dans le domaine de la transition énergétique en devenant, par exemple, le leader mondial de la production de panneaux photovoltaïques.

Outre sa capacité de production industrielle, la Chine s’est également imposée dans l’extraction de minerais, dont certains ont une importance stratégique pour la transition énergétique. Selon une étude du CEPII (Centre d’études prospectives et d’informations internationales), la Chine produit plus de 70 % des matériaux contenus dans les batteries des véhicules électriques.

Ce n’est pas tout. Malgré une volonté affichée de l’Empire du Milieu de décarboner son économie, le pays reste le premier fournisseur de charbon au monde, assurant à lui tout seul la moitié de la production mondiale. Dans la même logique, l’Inde est le second plus grand producteur de charbon au monde. Ainsi, on imagine mal ces pays faire une croix sur une telle source d’énergie, et de profit, du jour au lendemain.

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