Pour nous débarrasser des énergies fossiles, l’électricité sera l’une des clés. Mais l’hydrogène restera indispensable dans certains secteurs. C’est la conclusion d’une étude menée par des chercheurs allemands.

L’électricité bas carbone ne fera pas tout. L’hydrogène non plus. Pour arriver à la neutralité tant espérée sur notre vieux continent européen, il faudra mixer l’un et l’autre. Et des chercheurs du Potsdam Institute for Climate Impact Research (Allemagne) nous apportent aujourd’hui quelques précisions quant à la part qu’électricité et hydrogène décarbonés pourraient prendre dans notre mix énergétique de demain.

Ils livrent le détail de leurs réflexions et des incertitudes qu’elles portent dans la revue One Earth. Mais pour résumer, voici ce qu’il en ressort. Les chercheurs observent d’abord que pour atteindre le zéro émissions nette, l’Europe devra produire, d’ici 2050, entre 2 et 3 fois plus d’électricité — soit entre 5 200 et 7 300 TWh par an — qu’elle ne le fait aujourd’hui. Car l’électricité ne servira pas seulement aux nouveaux usages, mais aussi à la production d’hydrogène — au moins 500 TWh et jusqu’à 1 800 TWh par an — par électrolyse. L’Europe va donc devoir accroître son approvisionnement en électricité bas carbone. Et pour réussir cette transformation, les chercheurs attendent des politiques de l’Union européenne qu’elles suppriment rapidement les obstacles à l’expansion des énergies renouvelables, éolienne et solaire.

L’électricité pour une transition rapide et économique

Les auteurs de l’étude affirment ensuite que « passer aux technologies électriques autant que possible est de loin le moyen le plus rapide et le moins cher d’éliminer les émissions de carbone dans la plupart des secteurs ». Ils prévoient ainsi que la part de l’électricité dans la consommation d’énergie finale devrait passer d’environ 20 % aujourd’hui à quelque chose entre 42 et 60 % d’ici 2050. La part de l’hydrogène, quant à elle, se situerait entre 9 et 26 %. Le tout ne tenant pas compte des changements de mode de vie, des gains en efficacité ou de la délocalisation des industries qui pourraient intervenir dans l’intervalle. Et considérant que la part des combustibles résiduels doit être réduite à son minimum du fait des incertitudes qui planent sur le potentiel de la bioénergie et des technologies de capture du carbone.

Les chercheurs rappellent pourtant que ce qu’ils appellent électrification directe — parce que basée sur l’utilisation de technologies électriques, comme les pompes à chaleur ou les voitures électriques — nécessite une transformation des technologies. Malgré tout, ces technologies sont de plus en plus disponibles et capables d’utiliser l’électricité renouvelable de manière efficace. L’électrification indirecte — celle qui se fait via des carburants de synthèse ou l’hydrogène, produits à partir d’électricité — peut s’opérer sur un large éventail de technologies et d’infrastructures d’utilisation finale partiellement existantes. Toutefois, les chercheurs observent des pertes de conversion. Et les technologies d’utilisation associées s’avèrent moins efficaces. Les capacités de production d’hydrogène par électrolyse en Europe sont par ailleurs actuellement bien trop faibles. Alors que le transport de l’hydrogène qui pourrait être importé reste lui aussi un défi à relever.

Électricité et hydrogène se partagent des secteurs clés

Dans le détail, les chercheurs constatent que l’électrification directe est plus efficace pour les voitures particulières et pour le chauffage des bâtiments par pompes à chaleur. L’hydrogène et les carburants de synthèse, quant à eux, pourraient servir plus avantageusement à l’aviation, au transport maritime, à l’industrie lourde et au stockage de l’électricité. Ainsi, les deux stratégies, loin d’être concurrentes, se révèlent-elles largement complémentaires. Sauf dans quelques secteurs bien précis comme le transport par camion ou la production de chaleur industrielle. Pour ceux-là, le meilleur choix dépendra de paramètres encore difficiles à définir, comme l’ampleur que pourront prendre les importations d’hydrogène, par exemple.

Ce que les chercheurs recommandent aux dirigeants de l’Union européenne, c’est donc de donner la priorité à l’électrification et à l’hydrogène respectivement dans les secteurs qualifiés de « sans regret », c’est-à-dire les secteurs dans lesquels l’une des stratégies est privilégiée par tous les scénarios étudiés. Les politiques européennes devront aussi encourager le développement des chaînes d’approvisionnement en hydrogène. Et rester adaptatives pour les secteurs dans lesquels l’incertitude demeure.

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Comme à son habitude, c’est sur X qu’Elon Musk a annoncé la disponibilité du Powerwall 3 sur le site de Tesla. Malgré une capacité similaire au modèle précédent, cette nouvelle génération de batterie domestique se distingue par des améliorations bienvenues… pour un tarif salé. 

Ce n’était plus un secret pour personne, mais c’est désormais officiel : le Powerwall 3 est enfin disponible, et vous pouvez même le commander sur le site officiel de Tesla. Enfin, seulement si vous résidez aux États-Unis, car pour le moment la liste des pays où le Powerwall 3 est disponible est très courte. Le Canada et le Mexique n’y ont pas le droit, et l’Europe encore moins.

Avec ce Powerwall 3, Tesla fait dans l’évolution plutôt que la révolution. On retrouve de nombreux éléments assez proches du Powerwall 2 au niveau du design et surtout une capacité de stockage équivalente de 13,5 kWh. En revanche, on a droit, avec cette nouvelle génération, à des modifications bienvenues qui font du Powerwall une station de stockage toujours plus performante.

Des améliorations bienvenues par rapport au Powerwall 2

La grosse nouveauté du Powerwall 3 tient à sa puissance continue qui s’élève à 11,5 kW contre 5 kW sur le Powerwall 2 ! Cette puissance accrue permet ainsi d’alimenter en simultané un plus grand nombre d’appareils gourmands en électricité comme un chauffe-eau, des radiateurs électriques, un four ou encore des plaques électriques. Cela le parfaitement adapté pour profiter pleinement de l’énergie solaire accumulée dans la batterie, mais surtout en cas de coupure de courant.

Ce nouveau modèle se distingue également par sa gestion intégrée de panneaux solaires. Alors qu’il fallait ajouter un inverter solaire à son installation électrique avec le Powerwall 2, l’inverter est, ici, directement intégré au Powerwall, et peut gérer jusqu’à 20 kW de panneaux photovoltaïques. Question dimensions, on perd 5 centimètres en hauteur, et surtout 14 centimètres en largeur ! En revanche, le nouveau modèle s’épaissit de 4,6 centimètres pour atteindre 19,3 centimètres (contre 14,7 pour le Powerwall 2). Le nouveau modèle est également certifié IPX7 pour la batterie et les équipements électroniques ainsi que IPX5 pour la connectique. C’est mieux que le modèle précédent qui était certifié IP67 et IP56.

Le tarif du nouveau Powerwall reste dans la continuité du précédent, mais il n’en reste pas moins élevé avec 8400$ hors taxe et hors aide de l’État (et sans l’installation), soit 622$ par kWh. À titre de comparaison, le tarif de base d’une Tesla Model 3 Grande Autonomie aux USA est actuellement de 47 490$, soit 607$/kWh. Et pour ce tarif, vous avez, en plus de la batterie, 4 roues, deux moteurs, et un volant !

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Grâce au Dragon 12, une hydrolienne hors du commun, les îles Féroé font un pas de plus vers un mix énergétique entièrement décarboné, et ce grâce aux puissants courants marins qui l’entourent. 

Elle porte le nom de Dragon 12. L’hydrolienne de 12 mètres d’envergure et 28 tonnes, signée Minesto, vient d’injecter du courant pour la première fois sur le réseau électrique des îles Féroé, cet archipel accroché au 62e parallèle. Avec sa turbine de 1,2 MW pour 3,5 mètres de diamètre, elle surclasse très largement Dragon 4, le précédent prototype qui ne dépassait pas les 100 kW de puissance. Cette nouvelle installation ne constitue qu’une première étape pour Minesto. L’entreprise suédoise compte installer, sur le site de Hestfjord, un total de 24 hydroliennes pour une puissance cumulée de 30 MW.

À terme, cette ferme hydrolienne devrait fournir presque 20% des besoins en électricité de l’archipel des îles Féroé. La mise en service de ce parc est fondamentale si l’archipel veut atteindre son ambitieux objectif de 100% d’énergies renouvelables d’ici 2030. Pour l’heure, les 55 000 habitants et leurs 80 000 moutons se reposent sur l’éolien, l’hydroélectricité.. et quatre centrales thermiques diesel.

Vue 3D du Dragon 4 et du Dragon 12 mis à l’échelle d’un conteneur / Image : Minesto

Comment fonctionne cette technologie ?

Le marché des hydroliennes se divise principalement en deux catégories : les modèles posés sur le plancher marin comme le prototype de la défunte startup française Sabella, ou les modèles qui flottent à la surface, comme le prototype O2 de l’entreprise Orbital Marine Power.

Avec son hydrolienne Dragon, l’entreprise suédoise Minesto a choisi une toute autre approche. Imaginez en train de faire du cerf-volant sur la plage, par un après-midi d’hiver. Vous constaterez que quand vous le faites tourner, celui-ci accélère et finit même par aller plus vite que le vent. C’est ce même principe que Minesto a décidé de mettre à profit pour utiliser l’énergie des courants marins. Ainsi, Dragon est, en quelque sorte, un cerf-volant bodybuildé de 28 tonnes qui vole sous l’eau au gré des courants. Grâce à un mécanisme de contrôle interne et autonome, il dessine des « huit » en continu, ce qui permet d’améliorer le rendement de sa turbine par rapport à une position fixe plus traditionnelle.

Pour l’heure, les données de production électrique n’ont pas été communiquées, mais Minesto a indiqué qu’elles étaient conformes aux prévisions pour cette première phase d’opération.

Découvrez la vidéo de Minesto célébrant la première injection de courant du Dragon 12 dans le réseau électrique :

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Utiliser l’énergie solaire pour la production d’eau chaude sanitaire est une solution écologique et économique pour réduire son impact environnemental, en utilisant une source d’énergie inépuisable. Une multitude de conceptions est possible et on oppose de plus en plus fréquemment les solutions thermiques et photovoltaïques. Quel système choisir ?

Le solaire thermique

Des capteurs, munis d’un absorbeur thermique, convertissent le rayonnement solaire en chaleur. Un fluide caloporteur permet le transfert à un échangeur thermique interne ou externe à un ballon, assurant ainsi la production d’eau chaude.

La production d’eau chaude sanitaire par l’énergie solaire thermique est particulièrement avantageuse, car les besoins d’eau chaude restent généralement constants tout au long de l’année. Du printemps à l’automne, l’eau chaude est quasiment produite exclusivement par le biais de l’installation solaire. Le reste de l’année, le soleil couvre une légère partie des besoins, qui sont complétés par un appoint électrique ou fossile. Le dimensionnement en fonction de la latitude et du nombre d’usagers doit être correctement étudié. Les installations de capteurs solaires modernes ont atteint la maturité technologique et peuvent être produits en grand nombre, avec un impact environnemental faible.

Le solaire thermique est performant sur l’ensemble du territoire, car si l’ensoleillement est moindre dans le nord, la consommation y est plus importante, ce qui rend le solaire thermique aussi rentable. Il faut garder à l’esprit qu’il y a plus de capteurs thermiques en région Alsace qu’en région PACA. Partout où les besoins sont conséquents, le solaire thermique est un outil simple qui permet la préservation des ressources naturelles et la production de chaleur sans émission de CO₂.

Le solaire photovoltaïque

Les capteurs, muni de cellules photoélectriques, convertissent le rayonnement solaire en électricité. Le courant produit en continu est transformé en courant alternatif utilisable dans l’installation.
Le solaire photovoltaïque a ainsi pour objectif de produire de l’électricité, qui peut être consommée ou revendue sur le réseau. C’est souvent dans un objectif d’optimisation en autoconsommation que l’on voit des concepts permettant de chauffer son eau chaude sanitaire avec le photovoltaïque. L’efficacité de cette solution est relativement faible en termes de rendement énergétique, en comparaison à un chauffe-eau solaire thermique. Si l’on souhaite autoconsommer au maximum sa production, utiliser son surplus pour chauffer son ballon d’eau chaude peut être utile.

En autoconsommation, la meilleure stratégie est de faire coïncider consommation et production. C’est parfois difficile et il est important de s’équiper d’une application ou d’un gestionnaire (également appelé Routeur) pour gérer la possibilité d’alimenter son chauffe-eau en fonction de la production solaire effective.

Un chauffe-eau ou un chauffe-eau spécifique (comme PV-O De Dietrich) est donc une solution complémentaire à une installation photovoltaïque. On peut également alimenter un chauffe-eau thermodynamique ou Split, qui va offrir une amélioration du rendement par la performance de la pompe à chaleur intégrée, et dont les besoins de puissance sont plus faibles qu’un chauffe eau traditionnel.

Produire de l’eau chaude avec du photovoltaïque n’est pas en soi une aberration. Cependant, elle est plus complexe et plus consommatrice de ressources, avec un impact gaz à effet de serre conséquent.

Que choisir ?

→ Votre souhait est de produire de l’eau chaude sanitaire de manière économique et environnementale, en tenant compte de l’ensemble des éléments : investissement, consommation, durée de vie, recyclage.

Sans contestation, le chauffe-eau solaire thermique est fait pour vous, car il coche toutes les cases ci-dessus. Il est vraiment la solution simple et efficace pour produire une eau chaude sanitaire avec un coefficient environnemental et économique le plus efficient. Le coût d’une installation est conséquent, mais il peut être réduit par des subventions et aides de l’État, fortement augmentées en 2023, qui permettent d’investir de nouveau dans cette technologie. L’économie est de l’ordre de 70 % sur le poste consommation eau chaude.

→ Votre souhait est de réduire votre consommation électrique et l’impact sur votre facture.

La possibilité d’alimenter un chauffe-eau pour stocker le surplus est possible. Votre installation photovoltaïque doit être supérieure à 3 kWc. Toutefois, la fabrication, le recyclage et le coût supplémentaire d’investissement que représente une telle solution sont bien supérieurs à un système thermique simple, fiable et fabriqué sous nos latitudes. Il est également nécessaire d’adapter le mode de fonctionnement de votre installation et de la tarification souscrite.

Et une solution mixte ?

Les capteurs « hybrides » offrent l’avantage indéniable d’assurer les deux fonctions. L’usage de ce type de solution doit être bien réfléchi au moment de la conception, et bien dimensionné entre production électrique et besoin d’eau chaude sanitaire.

Le panneau mixte optimise la production photovoltaïque. Il produit aussi de la chaleur qui peut être valorisée en production d’eau chaude, sans toutefois atteindre les rendements d’un système solaire thermique. Si vous manquez d’espace, c’est une bonne solution qui peut offrir un bon compromis. Néanmoins, lorsque les surfaces disponibles le permettent, des systèmes séparés sont plus efficients. Le coût des systèmes hybrides est très conséquent et une aide de l’État, sur la partie thermique seule, peut être accordée, mais elle est relativement faible.

Produire son eau chaude sanitaire par du solaire thermique est la vraie solution économique et environnementale. C’est la raison pour laquelle les pouvoirs publics ont revalorisé les aides disponibles, en souhaitant un développement fort pour cette technologie décarbonée. On rétorque souvent que le solaire thermique n’est pas performant sous nos latitudes. C’est une erreur, les pays du Nord sont plus équipés que nous, l’Allemagne a installé 709 000 m² de capteurs en 2022, contre 30 500 m² en France métropolitaine, ce qui donne une idée du chemin à parcourir.

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La récente hausse des tarifs de l’électricité annoncée le 1ᵉʳ février 2024 résulte d’une hausse de la fiscalité décidée par le ministre de l’Économie. Une étude de l’Observatoire de l’industrie électrique montre que les taxes appliquées à l’électricité sont 9 fois plus importantes que celles pratiquées pour le gaz, 5 pour le gazole et 11 pour le fioul domestique, relativement aux émissions de CO₂ générées.

En augmentant de 8,6 % le tarif de base de l’électricité au 1ᵉʳ février, le ministre de l’Économie et des Finances assume vouloir sortir progressivement du bouclier tarifaire. Cette aide d’État, instaurée en février 2022, avait pour objectif de plafonner les hausses des prix de l’énergie et a coûté jusqu’ici 90 milliards d’euros. L’augmentation pour les ménages impose une hausse sur les factures de 18 euros par mois pour une maison de quatre pièces chauffée à l’électricité et pour un appartement d’une pièce chauffée à l’électricité, elle devrait être de 8,3 euros.

L’électricité est grandement taxée par rapport à sa faible empreinte carbone

Dans une étude publiée par l’Observatoire de l’industrie électrique (OIE), nous apprenons premièrement que la hausse des tarifs découle d’une hausse de la fiscalité, auparavant allégée durant le bouclier tarifaire : diminution de l’accise sur l’électricité, une des quatre taxes qui s’appliquent à l’électricité, de 22 euros par mégawattheure (€/MWh) en 2021 à 1 €/MWh en 2022 et augmentation de 1 €/MWh en 2023 à 21 €/MWh en 2024. Le deuxième enseignement, et peut-être le plus important, est qu’en comparant les taxes appliquées aux différentes énergies, l’électricité sort grandement perdante du fait de sa grande taxation par rapport à son empreinte carbone.

Selon l’étude, la consommation d’électricité en France est, depuis le 1ᵉʳ février 2024, taxée à hauteur de 1 312 euros par tonne de CO₂ émise. Ce chiffre est calculé sur une base d’une intensité carbone moyenne 2022 de 52 g de CO₂ équivalent par kilowattheure et de la dernière hausse des taxes. En comparaison, la tonne de CO₂ générée par la combustion d’essence est 4 fois moins taxée, celle de fioul domestique 11 fois moins et celle du gaz 9 fois moins. Et ce, malgré l’augmentation de l’accise sur le gaz.

Taxes sur l’énergie rapportées aux émissions de carbone équivalent / Image : OIE

La comparaison effectuée sur la taxation relativement aux émissions est intéressante, mais nécessite d’apporter deux nuances. Premièrement, imaginons que nous décarbonions plus encore le mix électrique français. Cela impliquerait que le contenu carbone de l’électricité française tendrait vers 0. D’après la formule employée, la pénalisation de l’électricité (€/CO₂) tendrait ainsi vers l’infini. Deuxièmement, les taxes ne viennent pas uniquement pénaliser le contenu carbone des énergies. Elles financent aussi les infrastructures nécessaires à leur transport et plus généralement alimentent le budget de l’État (éducation, armée, transition écologique …). Il y a donc, dans ces taxes, une part qui ne dépend pas de l’empreinte écologique.

Une poursuite de la hausse des taxes qui interroge

La hausse brutale de février 2024 n’est pas la dernière. Le « retour à la normale » est prévu pour le 1ᵉʳ février 2025, selon Bercy, avec une accise sur l’électricité passant de 21 €/MWh aujourd’hui à 32 €/MWh le 1ᵉʳ février 2025. L’écart avec les énergies fossiles continuera donc de se creuser et permettra de remplir les caisses de l’État. En effet, les taxes sur l’électricité alimentent directement le budget de l’État et ne sont plus fléchées vers les énergies renouvelables comme c’était le cas jusqu’en 2017. Rien ne permet donc d’affirmer avec certitude que cette hausse de taxe viendra financer la transition écologique.

Au-delà de limiter l’investissement dans des technologies de production propre, la hausse des tarifs de l’électricité encourage le report vers les fossiles. Nous devrions faire l’inverse. La hausse de taxe est de 8,6 % pour les tarifs de base (10,6 millions de consommateurs fin 2022) et de 9,8 % pour les tarifs heures pleines-heures creuses (9,3 millions de consommateurs). La hausse la plus prononcée s’adresse ainsi aux consommateurs qui sont incités à décaler leur consommation des heures de pic de consommation, moment pendant lequel le prix de l’électricité est le plus élevé et le plus carboné à cause du grand recours aux énergies fossiles. Au sein même des offres tarifaires d’électricité, l’augmentation différenciée décourage les contrats visant à faire baisser les prix et décarboner le mix électrique. Rien donc pour faire changer les comportements.

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Obtenir un carburant renouvelable n’importe où dans le monde, à base de soleil et d’air ? C’est le défi relevé par la start-up belge Solhyd avec le développement d’un panneau à hydrogène solaire. Comment fonctionne ce panneau ?

Le panneau à hydrogène est l’association d’un panneau photovoltaïque produisant du courant et d’un système breveté qui génère de l’hydrogène à partir de l’humidité de l’atmosphère. L’air circule dans un réseau de membranes permettant de capter l’humidité. Sous l’effet d’une électrolyse, ce réseau permet de dissocier l’eau récupérée en oxygène et en hydrogène. L’intérêt majeur de cette innovation réside dans la conversion directe de l’énergie solaire, tout en évitant tout coût d’installation électrique ou de raccordement au réseau.

Chaque panneau assure une photo-électrolyse individuelle à faible température diminuant les contraintes sur les installations. Seule la canalisation de sortie gaz hydrogène est prévue pour être collectée, l’oxygène est rejeté. Chaque panneau peut produire 6 à 12 kilos d’hydrogène par an en fonction des conditions locales, selon le fabricant.

Principe de fonctionnement du panneau Solhyd / Image : Solhyd

Quels sont les objectifs ?

Solhyd n’est pas prêt dans l’immédiat pour une production de masse. Le projet est ambitieux et vise la fabrication de panneaux produisant jusqu’à 50 000 t/an d’hydrogène en 2030 et 150 millions de tonnes d’ici à 2050. Solhyd prévoit d’inaugurer une première usine de production automatisée à l’horizon 2026.

L’assemblage des panneaux permet de produire localement pour le bâtiment résidentiel, tertiaire ou industriel. Le concept permet d’envisager une autoconsommation sur site, ou une production pouvant être injectée sur le réseau de distribution de gaz. Le concept de montage et de distribution est très similaire à celui existant du photovoltaïque.

Pour quelle installation ?

Le panneau à hydrogène est de même taille qu’un panneau solaire photovoltaïque et il produit de l’hydrogène dès qu’il est à l’extérieur. Le concept de mise en œuvre est d’associer plusieurs panneaux pour atteindre un besoin individuel ou collectif. Le panneau produit de l’hydrogène à basse pression qui peut être utilisé selon plusieurs schémas :

• Il est consommé directement sur place, à l’aide d’une chaudière avec un brûleur gaz.
• Il est mis sous pression pour être distribué sur le réseau, comme cela existe pour le biométhane.
• il est stocké pour des stations de distribution de mobilité verte.

Le secteur du chauffage est prometteur avec des chaudières gaz à condensation qui sont déjà compatibles avec un mélange de 10 % d’hydrogène. Plusieurs fabricants adaptent leur modèle pour une quantité de 20 à 30 % à l’avenir. Un autre axe de développement est la chaudière à pile à combustible qui est un outil à développer avec de l’hydrogène produit localement. Elle est très peu répandue en France, car elle a le défaut d’utiliser du gaz naturel, malgré des rendements exceptionnels. Avec de l’hydrogène local ou en réseau à hauteur de 30 %, ce système, fortement utilisé au Japon, promet un développement important pour la filière chauffage à flamme et une décarbonation des rejets.

Le panneau permet de recueillir de l’hydrogène vert pour répondre à l’épuisement des ressources gazières. L’électricité ne pourra pas remplacer tous les systèmes de combustion. Si la combustion pure de l’hydrogène est délicate, mais pas impossible, elle peut être utilisée en combinaison avec du gaz naturel et/ou du biométhane.

Quels sont les obstacles à son développement ?

• Si le concept Solhyd n’est pas de concurrencer la production électrique photovoltaïque, la surface déjà exploitée par les panneaux PV et celle en projet est un handicap à surmonter pour se faire une place au soleil.
• Une adaptation des sécurités existantes sur les réseaux gaz est nécessaire.
• Le prix du produit, annoncé au prix d’un panneau PV, semble improbable, et il reste à être confirmé en phase industrielle.
• La compétence gaz en raccordement est un facteur de coût supplémentaire pour être adapté à l’installation.

Il est important de ne pas considérer que seule l’électricité est la solution. L’hydrogène vert, combustible propre, est un carburant pour la transition énergétique. Le concept de Solhyd est une alternative à des productions centralisées de grande taille.

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En installant des panneaux solaires photovoltaïques dans les oliveraies, on peut produire efficacement de l’électricité renouvelable. Mais on peut aussi doper le rendement des oliviers.

L’idée de l’agrivoltaïsme n’est pas de convertir brutalement des terres agricoles à la production d’électricité solaire photovoltaïque, mais bel et bien de combiner les deux en optant pour les configurations qui, au moins, ne nuisent pas aux cultures. Au mieux, l’implantation de panneaux solaires en plein champ pourrait même doper la production agricole. En protégeant les cultures des aléas climatiques comme les gelées tardives ou en maintenant un certain niveau d’humidité au sol. Une nouvelle étude publiée aujourd’hui dans la revue Applied Energy vient confirmer que c’est possible dans les oliveraies du sud de l’Europe.

Les oliveraies naturellement adaptées à l’agrivoltaïsme

Pourquoi les oliveraies ? Parce que les cultures d’oliviers dites super intensives sont plantées sur des sols modérément inclinés. Cela facilite l’installation de panneaux solaires. Par ailleurs, les schémas de plantation des oliviers laissent naturellement suffisamment d’espace pour cela entre les rangées.

Les chercheurs ont travaillé sur trois variétés d’olives — qui ne réagissent pas de la même manière à la lumière — et différentes configurations de systèmes photovoltaïques, tous bifaciaux. Leur objectif : optimiser à la fois la production d’électricité solaire et la production des oliveraies. Ils ont fait varier les angles d’inclinaison — de 0 à 90 degrés — et la hauteur des modules — de 3 à 4,5 mètres. Enfin, ils ont simulé les effets en prenant pour base 16 heures d’ensoleillement et une température de 21 °C à 40 % d’humidité.

Schéma de la culture d’olives et de panneaux solaires / Image : Mouhib et al 2024

Jouer sur l’inclinaison et la hauteur des panneaux solaires

La conclusion des chercheurs, c’est que l’angle d’inclinaison des panneaux solaires influe surtout sur le rendement photovoltaïque. La hauteur des systèmes solaires affecte quant à elle essentiellement le rendement des oliviers. Aucune des olives testées, en revanche, ne s’est montrée dépendante à l’ensoleillement au point de ne pas pouvoir supporter l’agrivoltaïsme.

Pour se faire une idée de l’intérêt de la solution, les scientifiques s’appuient sur un indicateur, le Land Equivalent Ratio (LER). Il correspond à la surface relative nécessaire pour avoir la même production avec une seule qu’avec l’association de deux productions différentes. Dans le cas des oliveraies, le LER maximal est estimé à 171 %. Il est atteint avec une inclinaison de 20° et des panneaux solaires installés à une hauteur de 3 mètres — pour les oliviers hauts de 2,5 mètres maximum. Cette étude reste toutefois théorique. Elle aidera à la conception de futures installations, qui permettront de valider les conclusions des chercheurs.

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Pour moderniser la maintenance prédictive de ses centrales nucléaires, EDF vient de nouer un partenariat avec le géant américain Amazon. Cet accord, capital pour l’amélioration du suivi des centrales nucléaires, pose néanmoins des questions sur la souveraineté numérique française et sur d’éventuels risques d’espionnage industriel.

Non, EDF n’a pas signé un accord avec Amazon pour bénéficier de la livraison en un jour ouvré concernant les composants de ses futurs EPR2. L’énergéticien français souhaite plutôt s’attacher les compétences informatiques du géant américain, par le biais de sa filiale Amazon Web Services (AWS), moyennant un contrat de 860 millions d’euros. Avec ce contrat, EDF a pour objectif de moderniser toute une partie de son système d’information dit « de gestion ». AWS devrait permettre, grâce à l’intelligence artificielle, de numériser et de sauvegarder l’ensemble des références de pièces nécessaires à la maintenance des centrales nucléaires françaises, et ainsi mieux gérer les stocks. Cette gestion optimisée devrait faciliter les opérations de maintenance prédictive et éviter d’éventuels retards sur le redémarrage de réacteurs dans le cadre de maintenances programmées. L’optimisation de ces opérations de maintenance est d’autant plus importante que celles-ci devraient se multiplier face au prolongement de la durée de vie des réacteurs français.

Ce contrat fait partie d’un vaste plan de numérisation d’EDF, un chantier lancé par Luc Rémont lors de son arrivée à la tête du groupe en 2023. Dans ce contexte, plusieurs partenaires IT (informatiques et technologies), comme AWS, ont été choisis pour soutenir les centres de stockage et les compétences internes. Le français Outscale, filiale de Dassault Systèmes, a, par exemple, été chargé de la mise en place de jumeaux numériques pour optimiser la construction et la gestion des futurs EPR2.

Un risque d’espionnage industriel ?

Néanmoins, cette décision interroge, car confier cette mission à une entreprise étrangère peut exposer le parc nucléaire français à des risques d’espionnage ou de cybersécurité. Le ministère de l’Économie a bien essayé de se montrer rassurant en indiquant que le contrat était verrouillé dans le cadre des règles européennes. Malgré ces règles européennes, et même si ces données sont totalement indépendantes des systèmes informatiques de pilotage des centrales, la prudence est de mise. En effet, outre-atlantique, le Foreign Intelligence Surveillance Act (FISA), le Patriot Act et le CLOUD Act permettent aux autorités fédérales d’accéder aux données stockées par des entreprises américaines. Ainsi, le gouvernement américain pourrait avoir accès aux données de maintenance de l’entièreté du parc nucléaires français.

Une souveraineté numérique française à géométrie variable

D’ailleurs, depuis plusieurs années, la France durcit sa politique de souveraineté numérique, en imposant notamment à ses administrations de choisir des gestionnaires de données français ou européens. De la même manière, l’Agence nationale de la sécurité des systèmes d’informations (ANSII) a établi des règles de sécurité concernant la gestion des données. Néanmoins, ces mesures ne s’appliquent qu’aux administrations et pas aux entreprises, même si celles-ci sont publiques comme EDF.

Il semble qu’à l’heure actuelle, aucune entreprise française ne soit capable de rivaliser économiquement avec des entreprises de la taille AWS. Conscient de ce problème, Bercy a indiqué vouloir aider le cloud français à rivaliser avec ses concurrents étrangers dans le cadre de la stratégie cloud de France 2030.

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L’île de La Réunion pourrait voir apparaître prochainement un parc éolien au large de ses côtes. C’est le pari fait par deux entreprises spécialisées du secteur. Ce serait l’occasion pour l’île de faire bondir sa production d’énergies renouvelables.

Fortement dépendante des énergies fossiles (charbon, diesel et fioul) pour sa production d’électricité, La Réunion pourrait inverser la tendance grâce à un projet d’éolien en mer. Déjà dotée d’éoliennes terrestres capables de résister aux cyclones et tempêtes qui traversent régulièrement l’île, La Réunion devrait dorénavant exploiter les vents marins pour décarboner sa production électrique.

Un projet de parc éolien en mer de 200 MW

En effet, Akuo et BlueFloat, deux entreprises spécialisées du secteur, envisagent de s’associer pour développer un projet d’éolien flottant dans une zone maritime située à quelques kilomètres au large de Sainte-Marie et de Sainte-Suzanne, au nord de l’île.

Une douzaine de turbines de 15 mégawatts (MW), soit une puissance totale d’environ 200 MW, permettrait d’éviter 210 000 tonnes d’émissions de CO₂ par an. Ce nouveau parc serait également en mesure de couvrir 25 % des besoins en électricité de l’île.

L’éolien en mer pour renforcer la souveraineté énergétique de La Réunion

Pour Clément Mochet, directeur de BlueFloat Energy France, ce projet serait par ailleurs un pas en faveur de la souveraineté énergétique de l’île. Il stabiliserait aussi les coûts de production de l’électricité qui sont particulièrement élevés dans les zones non interconnectées (ZNI).

Les deux entreprises partenaires travaillent sur le projet depuis maintenant deux ans. L’objectif est que les éoliennes soient mises en service à l’horizon 2030/2035.

De nombreux défis à relever pour mener à bien le chantier du parc éolien en mer réunionnais

Mais le projet n’en est toutefois qu’à ses balbutiements et de nombreux obstacles sont encore à surmonter. Il faudra notamment considérer la préservation de l’environnement. Clément Mochet précise sur ce point qu’il est prévu d’analyser le comportement de la faune présente sur le site pour adapter le projet en conséquence.

Il sera également nécessaire de faire évoluer le réseau électrique pour accueillir ce nouvel équipement. Enfin, le grand port maritime de La Réunion devra être en mesure d’accueillir le chantier de montage des éoliennes sur place.

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Vanté pour ses nombreuses qualités, et en particulier sa capacité à stocker le carbone, le biochar a, depuis quelques années, le vent en poupe. Porté par de nombreux projets destinés à générer des crédits carbone, il pourrait être un allié indispensable de la transition énergétique. 

1541, Amérique du Sud. Le navigateur espagnol Francisco de Orellana descend le fleuve Amazone, et rapporte dans ses cahiers la description d’une civilisation dense, à l’agriculture riche et sophistiquée. De cette description, il ne reste plus rien, si ce n’est la Terra Preta, une terre sombre à la fertilité exceptionnelle que l’on retrouve au cœur de la forêt amazonienne. Créée par l’homme durant l’époque précolombienne, cette terre tient une partie de sa richesse à sa teneur en un élément aujourd’hui de plus en plus prisé : le biochar.

Pendant longtemps oubliée, cette poudre noire est désormais obtenue grâce à la pyrolyse de la biomasse dans des fours spécialement conçus. Cette opération consiste à chauffer la matière organique à une température comprise entre 350°C et 650°C sans oxygène. Le biochar bénéficie d’un regain d’intérêt pour ses capacités qui vont au delà de la simple amélioration de la qualité d’un sol. En 2018, le GIEC l’a reconnu comme technologie d’émission négative pour son rôle de puits carbone. Une tonne de biochar peut, en effet, stocker de manière stable et durable l’équivalent de 2,5 tonnes à 3 tonnes de CO₂.

Ainsi, la combinaison de cette capacité à stocker le carbone, et à améliorer la qualité des sols a entraîné un véritable engouement pour ce matériau que certains n’hésitent pas à qualifier de « nouvel or noir ».

Le biochar possède des avantages indéniables

Au-delà des nombreux témoignages qui vantent l’impact du biochar sur la fertilité des sols, les études scientifiques sur le sujet se multiplient pour évaluer ces bienfaits et comprendre les mécanismes qui y sont associés.

En août 2023, une étude a été publiée en ce sens par l’université A&M du Texas. Celle-ci portait sur les effets d’un biochar obtenu à partir de résidus de culture de blé sur une culture de tomates. Différents paramètres ont été observés, comme la croissance des plants de tomates et le développement de leur système racinaire, ainsi que la diversité microbienne du sol. Les résultats de cette étude ont été saisissants, puisque les chercheurs ont découvert que le microbiome du sol traité bénéficiait à la fois d’un accroissement de l’activité de plusieurs microbes bénéfiques à la plante, ainsi qu’une réduction de l’activité de certains champignons pathogènes. De plus, l’activité symbiotique entre la plante et le microbiome s’est également trouvée améliorée. Si cette étude ne montre pas d’effet immédiat du biochar sur le rendement des plants de tomate, elle pose les bases d’effets sur le long terme du matériau, une fois incorporée dans le sol.

D’autres études ont également démontré la capacité du biochar à améliorer la fertilité d’un sol grâce à un rôle restructurant qui permettrait aux plantes de mieux absorber les nutriments, même dans un sol historiquement pauvre, comme c’est le cas dans la forêt amazonienne.

Un intérêt pour l’agriculture, mais pas que

Les possibles applications du biochar ne se limitent pas à l’agriculture, puisqu’il pourrait même participer à la décarbonation du béton, une aubaine quand on sait que celui-ci est responsable de 7% à 8% des émissions de CO₂ à l’échelle de la planète. Ces émissions sont principalement causées par le processus de fabrication du ciment, un liant composé de clinker : un matériau obtenu par la cuisson à très haute température (environ 1400°C) d’un mélange de calcaire et d’argile. Outre l’énergie nécessaire à la montée en température du matériau, la réaction chimique qui en résulte entraîne un dégagement de CO₂ issu du calcaire. En France, selon un rapport de CIM Béton de 2018, l’empreinte carbone du ciment se situe aux alentours 624 kg eq CO₂/t.

Que vient faire le biochar dans cette histoire ? Il vient tout simplement équilibrer le bilan carbone du ciment en étant ajouté à la formulation de celui-ci. En France, le cimentier Vicat a réussi à créer un nouveau liant, appelé Carat, qui a la particularité d’avoir une empreinte carbone de -15 kg eq CO₂/t. En d’autres termes : il stocke du carbone !

L’impulsion des crédits carbone

Pour l’heure, le biochar est encore peu utilisé car il a un (très) gros défaut : il coûte cher. En Europe, la tonne de ce matériau se négocie généralement entre 600 euros et 800 euros. Or, la quantité requise pour un usage agricole est de l’ordre de plusieurs tonnes par hectare, un coût financier trop élevé pour un grand nombre de culture.

Mais cela pourrait bientôt changer, car sa capacité à stocker du carbone est de plus en plus mise à profit pour générer des crédits carbone. C’est, par exemple, ce que propose la startup française NetZero, qui a ouvert deux usines de production de biochar, dont la première se situe en Afrique et la deuxième en Amérique du Sud. Le biochar obtenu, particulièrement efficace pour des sols tropicaux, est revendu aux agriculteurs locaux.

En France, la société Carbonloop promeut la décarbonation énergétique des sites industriels avec la mise en œuvre d’une solution de pyrolyse de biomasse permettant de produire de la chaleur, de l’électricité ainsi que du biochar qui pourra ensuite être revendu.

Désormais, il reste à la filière de trouver un équilibre économique permettant de rendre le tarif du biochar abordable grâce à la vente de crédits carbone.

Le biochar, un produit à utiliser avec parcimonie

Malgré cette dynamique encourageante, le biochar doit faire l’objet d’une production mesurée, comme toutes les technologies résultant de la biomasse. Car si son bilan carbone est positif avec des résidus de culture, il devient mauvais dès lors qu’il est produit à partir de forêts anciennes ou de forêts primaires. D’autre part, une production trop intensive pourrait entraîner des conflits d’usage en limitant la disponibilité de matières premières pour la construction bois ou encore la biomasse.

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Les Philippines sont un vaste archipel composé de plus de 7 600 îles classées en trois principales divisions géographiques : Luzon, Visayas et Mindanao. Appartenant au groupe des Visayas, Capul est une île relativement isolée et hors réseau, et pourtant peuplée de plus de 12 000 habitants. Elle a été choisie pour accueillir la première centrale d’énergie marémotrice du pays, qui sera également la première en Asie du Sud-Est.

L’éolien offshore est actuellement perçu comme la technologie d’énergie renouvelable la plus viable commercialement aux Philippines. Toutefois, en raison de sa situation archipélagique, le pays bénéficie aussi d’un potentiel significatif pour l’exploitation de l’énergie marine. Ainsi, dans l’île isolée de Capul, plus exactement dans le long du détroit de San Bernardino, l’installation d’une centrale marémotrice est prévue.

Ce projet est le fruit de la collaboration entre l’entreprise philippine Energies PH et la société britannique spécialisée dans les énergies renouvelables Inyanga. Elles envisagent de déployer le dispositif « HydroWing », un système sous-marin équipé de plusieurs rotors fixés à une structure en métal. Une fois immergées, les turbines seront entrainées par les courants de marée, transformant l’énergie cinétique des mouvements marins en électricité. Ce projet s’inscrit dans une initiative plus large visant à promouvoir l’exploitation de l’énergie marémotrice dans d’autres régions isolées et non connectées du pays.

Décarboner l’électricité sur l’île de Capul

Le projet va permettre à l’île de Capul de réduire, voire de supprimer, sa dépendance aux combustibles fossiles. En effet, déconnectée du réseau national, l’île s’appuie actuellement sur une centrale diesel de 750 kW pour répondre à ses besoins en électricité. Celle-ci sera ainsi renforcée (et potentiellement remplacée) par le système HydroWing de 1 MW de puissance, une technologie plus respectueuse de l’environnement et plus puissante. Avec une mise en service prévue en 2025, la nouvelle centrale sera connectée aux microréseaux électriques locaux. Elle sera également associée à un système de stockage afin de garantir une alimentation électrique constante et fiable, 24 heures sur 24, 7 jours sur 7.

En plus de fournir de l’électricité bas-carbone à l’île, ce projet vise aussi à améliorer la qualité de vie des habitants. Le taux d’électrification y avoisinerait les 60 % selon les derniers rapports. En outre, l’approvisionnement électrique ne durerait que 16 heures par jour en raison des pannes fréquentes de la centrale diesel. L’augmentation de l’accès à l’électricité, grâce à cette initiative, promet d’améliorer significativement la qualité de vie sur l’île, d’élargir l’accès à des services essentiels et de stimuler l’économie locale, posant ainsi les fondations d’un avenir plus prospère pour ses habitants.

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📣 La phrase : « Le déploiement massif de l’éolien en France est anti-climat, anti-environnement et anti-social »

🗞️ La source : Il s’agit d’un post publié sur X (ex-Twitter) par Myrto Tripathi, ingénieure industrielle et présidente de l’ONG RePlanet. La publication renvoie vers un documentaire anti-éolienne réalisé par l’association pro-nucléaire Documentaire et Vérité.

⚖️ Le verdict : Les propos sont à nuancer puisque le déploiement des éoliennes n’est certes pas la solution miracle pour mettre fin à la crise climatique, mais c’est un levier intéressant pour parvenir à la neutralité carbone. Et la filière créée bien des emplois sur le territoire.

La publication met en avant un documentaire d’une association pro-nucléaire qui conteste le déploiement des éoliennes. Pendant deux heures, le film montre les dégâts que provoquent les éoliennes sur le paysage, sur le marché de l’emploi, et sur le mix énergétique. Qu’en est-il exactement ? Comme souvent avec les points de vue partisans, tout n’est pas vrai et il convient d’apporter beaucoup de nuances aux propos.

Pour apporter un point de vue objectif, on peut se référer notamment à l’avis de l’ADEME publié en mars 2022 sur l’énergie éolienne terrestre et en mer. Toutes les citations de l’ADEME de cet article viennent de ce document.

Le déploiement massif des éoliennes est-il anti-climat ?

L’éolien est une énergie renouvelable qui s’appuie sur la force du vent pour produire de l’électricité. Mais ses opposants affirment que les éoliennes sont en réalité une catastrophe pour le climat puisque leur construction et leur installation génèrent de la pollution. Leurs propos visent à casser l’image d’un moyen de production 100 % propre qui ne provoquerait aucune émission de CO₂.

En réalité, si on analyse l’ensemble du cycle de vie d’une éolienne, on s’aperçoit, en effet, qu’il est émetteur d’une certaine pollution.

À ce sujet, une étude publiée par EDF en 2022 sur le cycle de vie du parc nucléaire français indique que le kilowattheure (kWh) nucléaire français émet moins de 4 grammes équivalent CO₂ (gCO₂) (Source : Sfen). Pour l’éolien, il faudrait compter 12 gCO₂/kWh pour l’éolien terrestre et 14,8 gCO₂/kWh pour l’éolien en mer selon l’ADEME.

De ce point de vue, sur toute la durée du cycle de vie, le parc éolien émet davantage de CO₂ que le parc nucléaire. Mais pour autant, cela ne signifie pas que l’éolien est mauvais pour le climat. Comme le rappelle l’ADEME, les émissions indirectes liées à l’activité éolienne « sont faibles par rapport au taux d’émission moyen du mix électrique français qui est de 34 gCO₂/kWh et celui du mix européen de 216 gCO₂/kWh en 2020. D’autre part, la production éolienne permet d’éviter le recours aux centrales thermiques à combustibles fossiles et contribue ainsi à diminuer les émissions de CO₂ directes pour la production d’électricité ».

Pour conclure sur ce point, si le cycle de vie d’une éolienne provoque des émissions indirectes de CO₂, on ne peut pas dire pour autant qu’il s’agisse d’une énergie anti-climat puisqu’elle est plus propre que les centrales thermiques à combustibles fossiles.

Le déploiement massif des éoliennes est-il anti-environnement ?

Les parcs éoliens seraient également nocifs pour l’environnement et pas du tout écologiques.

Pour les ancrer dans le sol, il faut poser d’énormes fondations en béton (entre 800 et 1500 tonnes) ainsi qu’un socle en ferraille gigantesque. Il est vrai que les parcs éoliens nécessitent l’emploi de béton pour les fondations, de la fonte pour les mâts et de l’acier. Ces trois matériaux sont toutefois facilement recyclables, selon l’ADEME.

Par ailleurs, le fonctionnement des éoliennes nécessite le recours aux terres rares, en grande quantité lorsqu’il s’agit des parcs éoliens en mer. En effet, le néodyme, le praséodyme et le dysprosium sont utilités pour fabriquer les aimants permanents installés dans les éoliennes. Toutefois, l’ADEME indique que « le parc éolien terrestre français est peu consommateur d’aimants permanents. Seuls 6 % de la capacité installée y a recours […]. Les éoliennes en mer déployées dans les années à venir contiennent des génératrices à aimants permanents ». L’ADEME ajoute que des solutions alternatives aux terres rares seront sûrement disponibles à l’avenir.

Le documentaire pointe également du doigt le souci du recyclage des éoliennes en fin de vie avec l’impossibilité de recycler les pales. Si la question du recyclage est souvent mise sur la table par les opposants de l’éolien, il faut préciser que la filière avance sur ce point et que la législation est stricte à ce sujet. On a vu circuler des images de pales d’éoliennes entreposées sur des sites gigantesques, mais cela n’est pas représentatif du traitement des parcs en fin de vie.

L’an dernier, le fabricant danois Vestas a indiqué avoir mis au point un procédé permettant le recyclage de toutes les pales d’éoliennes, même les plus anciennes. Et Siemans Gamesa commercialise des modèles de pales entièrement recyclables. Ces avancées prouvent que la filière se penche sérieusement sur le sujet et que des nouveautés devraient voir le jour à l’avenir.

Pour conclure sur ce point, les éoliennes ont un impact sur l’environnement, mais on ne peut pas affirmer pour autant qu’elles soient anti-environnement. D’ailleurs, dire que les éoliennes sont anti-environnement pour mettre en avant le nucléaire est assez ironique quand on pense à la question épineuse du traitement de certains déchets radioactifs et au recours indispensable à l’uranium pour faire tourner les centrales.

Le déploiement massif des éoliennes est-il anti-social ?

Enfin, le développement des éoliennes conduirait à détruire l’emploi puisque selon le documentaire, autant la filière du nucléaire crée de l’emploi sur le territoire, autant les parcs éoliens sont majoritairement détenus par des entreprises étrangères et la fabrication se fait hors de France.

Pourtant, selon les chiffres officiels, le secteur de l’éolien crée des emplois en France. D’abord, au sein des énergies renouvelables, l’éolien terrestre représente 10 % des emplois équivalents temps plein en 2020. Dans la rubrique « évolution de l’emploi relevant des éco-activités dans les énergies renouvelables et de récupération », l’éolien terrestre représente 1736 emplois en 2004. Le chiffre est monté à 10 281 en 2018. Et cela va augmenter puisque les projets vont se multiplier avec les années.

D’ailleurs, dans son avis publié en mars 2022, l’ADEME estime que 22 600 personnes travaillent en France grâce à la filière, directement ou indirectement et que l’éolien est maintenant le premier employeur du secteur des énergies renouvelables.

L’ADEME reconnaît toutefois que la majeure partie des éoliennes sont importées en France « à défaut de présence de grands turbiniers français à rayonnement international ». Pour autant, l’agence note que « les retombées économiques sur le territoire français ont été évaluées à environ 60 % du coût complet d’un parc (90 % en Europe) ».

Compte tenu de ces données, il est faux de dire que le développement des éoliennes est anti-social puisqu’il est bien vecteur d’emploi.

En réalité, le document auquel renvoie le post de Myrto Tripathi critique le développement des éoliennes en les opposant au nucléaire qui serait beaucoup intéressant pour parvenir à notre objectif de neutralité carbone d’ici 2050. Mais au lieu d’opposer tel ou tel moyen de production décarbonée, il serait plus judicieux de les associer les uns aux autres. C’est d’ailleurs la politique actuelle de la France qui entend à la fois redynamiser le secteur du nucléaire et développer les énergies renouvelables.

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Les zones rurales sont caractérisées par leurs vastes espaces disponibles les différenciant des zones urbaines densément peuplées. D’après une étude, certains de ces endroits en Europe pourraient être valorisés par leur transformation en des sites de production d’énergie renouvelable, contribuant ainsi à l’atteinte des objectifs de transition énergétique. En effet, le potentiel des espaces exploitables en milieu rural s’élèverait à plus de 10 000 TWh/an.

L’UE s’est fixé un objectif ambitieux d’atteindre 42,5 % d’énergies renouvelables dans son bouquet énergétique et de réduire d’au moins 55 % ses émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990 d’ici 2030. Ces efforts s’inscrivent dans le cadre d’un objectif plus large, notamment la neutralité carbone d’ici 2050. Face à ces défis, l’Europe dispose d’un avantage significatif : d’importantes ressources terrestres non exploitées. Selon les experts, le potentiel inutilisé d’énergie renouvelable dans l’ensemble de l’UE est estimé à 12 500 TWh par an.

Dans un rapport de la Commission Européenne intitulé « Renewable Energy Production and Potential in EU Rural Areas », les zones rurales sont identifiées comme des acteurs majeurs de la transition énergétique et de la lutte contre le changement climatique. Ces régions sont déjà responsables de 72 % de la production d’énergies solaire, éolienne et hydroélectrique en Europe. Malgré cette contribution significative, le rapport souligne l’existence d’un vaste potentiel encore inexploré dans ces zones.

Quel est le potentiel de production d’énergie renouvelable des zones rurales ?

L’énergie solaire photovoltaïque présente le plus grand potentiel inexploité dans les zones rurales européennes. Actuellement, cette source d’énergie génère environ 136 TWh par an, mais son potentiel de production pourrait s’élever à 8 600 TWh par an, soit une augmentation de soixante fois la capacité actuelle. Cette opportunité est largement attribuée à l’abondance des terrains exploitables.

Concernant l’éolien terrestre, les zones rurales sont également perçues comme acteurs clés. Sur les 350 TWh produits actuellement à partir de cette source, 280 TWh proviennent déjà d’installations en milieu rural. Le potentiel de ces zones est pourtant évalué à 1200 TWh/an, soit quatre fois plus. Enfin, pour l’hydroélectricité, la production dans les zones rurales est actuellement de 280 TWh, alors que le potentiel estimé est de 350 TWh/an. Il est cependant à préciser qu’une part importante de ce potentiel inexploité en hydroélectricité provient de systèmes hybrides solaire flottant-hydroélectricité.

Une exploitation équilibrée des ressources locales

En parallèle avec la transition énergétique, l’Europe vise également à maintenir et à renforcer la sécurité alimentaire au sein de l’UE. C’est pour cela que cette étude privilégie une approche ascendante qui utilise les ressources locales de manière durable et équilibrée, en tenant compte de la nécessité de préserver l’équilibre entre l’exploitation des énergies renouvelables et d’autres utilisations potentielles des ressources (les terrains et les eaux). De plus, le déploiement de nouvelles centrales dans ces milieux ruraux implique un choix bien étudié des sites afin d’intégrer harmonieusement les installations dans le paysage existant.

Afin de maintenir un bon équilibre d’utilisation, la Commission européenne a émis des lignes directrices destinées aux États membres. Ces directives visent à promouvoir une sélection durable des sites pour les installations solaires et éoliennes, en tenant compte des implications environnementales et sociales. Ces lignes recommandent de privilégier l’utilisation de terrains déjà impactés par des activités humaines, comme les toits des bâtiments, les terrains autour des infrastructures de transport, les parkings, les terrains industriels, ou encore les sites de déchets. L’idée est d’utiliser des espaces où l’impact environnemental supplémentaire serait minimal.

En outre, selon la Commission, les zones protégées, les réserves naturelles, les corridors migratoires des oiseaux, et d’autres zones écologiquement sensibles doivent être évités pour préserver la biodiversité et les écosystèmes vulnérables. Les terres qui ont été dégradées ou qui ne sont plus viables pour l’agriculture représentent également des sites potentiels pour déployer de nouvelles installations.

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Les petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR) pourraient aider l’Afrique du Sud à sortir de la crise énergétique dans laquelle le pays est enlisé tout en décarbonant sa production d’énergie. C’est l’avis des experts du nucléaire sud-africain.

En Afrique du Sud, plus de 85 % de l’électricité est produite à partir de charbon. Pour un effet sur les émissions de gaz à effet de serre du pays absolument désastreux. Pourtant, comme tout le monde, l’Afrique du Sud cherche à réduire l’empreinte carbone de son secteur énergétique. Alors que l’électricité commence déjà à manquer. Que des « délestages » de plusieurs heures sont devenus monnaie courante. Et qu’un récent sondage montre que les trois quarts des Sud-Africains réclament, avant tout, des prix bas, « qu’importe la source ».

C’est dans ce contexte compliqué que les experts locaux du nucléaire proposent aujourd’hui de construire une nouvelle génération de mini-réacteurs. Pour subvenir aux besoins toujours croissants de la population sud-africaine, mais aussi pour devenir un champion de l’exportation de la technologie.

De petits réacteurs en pagaille en plus de centrales classiques

Rappelons que l’Afrique du Sud accueille celle qui reste encore la seule centrale nucléaire du continent africain. La centrale de Koeberg et ses deux réacteurs à eau pressurisée de conception française. D’une puissance d’un peu moins de 2 gigawatts (GW), elle fonctionne depuis 40 ans maintenant. Mais elle ne produit que 5 % environ de l’électricité du pays. En décembre dernier, le gouvernement avait annoncé sa volonté de construire de nouvelles centrales de ce genre. Pour ajouter, dès 2033, quelque 2,5 GW à la capacité de production nucléaire du pays. En parallèle, la durée de vie de la centrale de Koeberg devrait être prolongée. Mais les experts du nucléaire sud-africain estiment que ce ne sera pas suffisant.

Un peu partout en Afrique, les projets se multiplient. En juillet 2022, un chantier de construction d’une centrale nucléaire a été lancé en Égypte. Et ceux portant sur de petits réacteurs sont sans doute encore plus nombreux. Alors l’Afrique du Sud y croit. D’autant qu’elle s’est lancée très tôt dans la course au petit nucléaire. Aujourd’hui, elle se dit prête à passer à une phase opérationnelle avec le HTMR100, un réacteur modulaire refroidi au gaz conçu par Startek Global. Le réacteur peut être installé en trois ans seulement et qui pourrait être prêt dans moins de 5 ans.

Composants d’une centrale HTMR-100 / Image : Startek Global

Les atouts du petit nucléaire pour l’Afrique du Sud

Le pays viserait ainsi des réacteurs de 100 mégawatts (MW) thermiques. Et la chaleur produite pourrait aider à la désalinisation de l’eau ou à faire fonctionner des processus industriels. Mais elle pourrait aussi servir à faire tourner des turbines pour produire de l’ordre de 35 MW d’électricité. Installés en série, ils pourraient alimenter une ville ou un gros complexe industriel. Parmi les avantages cités par les experts, le fait que ces petits réacteurs nucléaires refroidis à l’hélium gazeux sont peu gourmands en combustible et surtout ne nécessitent pas une installation en bordure de mer pour leur refroidissement. Les experts promettent aussi qu’une fois le premier opérationnel, les prix baisseront pour répondre à la demande de la population, de 470 millions de dollars à pas plus de 300 millions pour les unités suivantes.

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La politique américaine en faveur du développement des énergies renouvelables sur son territoire provoque des répercussions sur le marché mondial et notamment en Europe. Les aides américaines pourraient mettre à mal la production de panneaux photovoltaïques sur le sol européen. Explications.

L’information circulait déjà depuis quelques semaines et elle a été confirmée ces derniers jours : le fabricant suisse de panneaux solaires Meyer Burger va fermer son usine photovoltaïque située en Allemagne d’ici avril prochain. C’est une très mauvaise nouvelle pour le marché photovoltaïque européen. Mais en quoi les États-Unis seraient-ils impliqués dans cette décision ?

Une politique américaine encourageant la production photovoltaïque locale

Pour le comprendre, il faut revenir un peu en arrière. En 2022, le Président américain Joe Biden a réussi à faire voter un texte historique pour le climat, l’Inflation Reduction Act. Ce texte ambitieux annonçait un budget de 369 milliards de dollars pour le développement des énergies renouvelables, ce qui pourrait mener à une baisse drastique des émissions de gaz à effet de serre (GES) sur le territoire américain d’ici 2030.

Ce texte prévoit de fortes subventions pour la filière photovoltaïque, et notamment pour les produits fabriqués sur son sol. Et des taxes substantielles sont prévues pour les produits fabriqués en Chine, pays leader de la filière photovoltaïque.

Cette politique américaine provoque une double conséquence. D’abord, les entreprises du solaire ont tout intérêt à avoir une usine sur le sol américain, pour bénéficier des subventions américaines. C’est d’ailleurs ce que prévoit de faire Meyer Burger qui a confirmé vouloir délocaliser sa production aux États-Unis. Ensuite, les panneaux chinois étant bloqués aux frontières américaines, ils ont été redirigés vers le marché européen qui s’est trouvé submergé par ces produits.

Le marché européen du solaire fortement concurrencé par les produits chinois

Les fabricants européens subissent donc une forte concurrence du fait de la présence de panneaux chinois commercialisés à bas prix en Europe. Dans ce contexte, il est difficile pour les entreprises européennes de rester compétitives.

Cela a également entraîné une baisse des prix des panneaux solaires et une augmentation des stocks des entreprises européennes. Conclusion : il n’est plus intéressant pour ces sociétés de rester sur le territoire européen. Le sol américain, protégé de la concurrence chinoise et bénéficiant de larges subventions, est devenu le nouvel eldorado du solaire.

La filière photovoltaïque se retrouve donc en grande difficulté, à l’image de la décision de fermeture prise par Meyer Burger qui va impacter 500 salariés. Le groupe suisse avait tenté d’obtenir de l’aide auprès du gouvernement allemand, afin de pouvoir envisager la poursuite de son activité sur le territoire, en vain.

Quel avenir pour la production photovoltaïque européenne ?

Mais alors la production européenne est-elle condamnée à disparaître au profit des entreprises chinoises ? Ce n’est pas si sûr. Bruxelles tente de trouver des solutions pour maintenir l’activité du solaire sur son sol. Début février, un règlement pour une industrie zéro net a été adopté. Le texte permet notamment aux États membres d’attribuer 30 % des capacités mises aux enchères à des producteurs nationaux. Toutefois, il faudra attendre 2025 pour l’entrée en vigueur de cette nouvelle réglementation.

En outre, l’Union européenne devrait adopter une loi visant à lutter contre le travail forcé dans les chaines d’approvisionnement des entreprises. Ce nouveau texte devrait avoir pour conséquence de bloquer les importations de panneaux solaires chinois, le pays étant régulièrement montré sur doigt pour les conditions de travail sur son territoire. Toutefois, il faudra encore être patient puisque l’entrée en vigueur de ce texte ne devrait pas avoir lieu avant 2026.

En France, des producteurs nationaux de panneaux solaires existent, mais aucune usine n’est assez grande pour produire en quantité suffisante par rapport aux objectifs de développement des énergies renouvelables. C’est la raison pour laquelle un projet de complexe photovoltaïque gigantesque devrait voir le jour près de Marseille. Initiée par la société lyonnaise Carbon, cette gigafactory prévue pour voir le jour en 2025 devrait employer 3000 personnes dès son lancement.

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L’entreprise américaine Type One Energy va convertir une ancienne centrale à charbon pour y implanter son prototype de réacteur à fusion nucléaire de type stellarator. Moins connu que le tokamak, ce type de réacteur a pourtant des avantages qui en font un sérieux candidat à la production d’électricité commerciale à partir de la fusion nucléaire. 

Après plus de cinquante ans à produire de l’électricité à partir de charbon en plein cœur du Tennessee, la centrale thermique de Bull Run, d’une puissance de 825 MW, pourrait bien retrouver une seconde jeunesse. Propriété de la TVA (Tennessee Valley Authority, et non Time Variance Authority), celle-ci pourrait, en effet, accueillir Infinity One, un prototype de réacteur à fusion nucléaire stellarator mis au point par l’entreprise Type One Energy.

Pour l’heure, très peu de données techniques ont été divulguées par Type One Energy sur son prototype de réacteur. On sait tout de même que les travaux pourraient démarrer dès 2025, sous réserve de l’obtention de toutes les autorisations environnementales et administratives nécessaires à la mise en œuvre du prototype.

Une potentielle alternative aux tokamaks

S’il a le même objectif que les réacteurs de recherche de type tokamak comme le JET, au Royaume Uni, ou le projet ITER, actuellement en cours de construction dans le sud de la France, le prototype Infinity One se distingue par une conception différente appelée Stellarator.

Tokamak et stellarator reposent sur un principe similaire : confiner un plasma (état de la matière dans lequel les noyaux des atomes sont débarrassés d’une partie de leurs électrons) grâce à un champ magnétique pour y réaliser une réaction de fusion nucléaire. Cependant, les deux réacteurs diffèrent de par leur conception. Avec un tokamak, ce confinement magnétique est obtenu en faisant passer un courant électrique à travers le plasma lui-même, ce qui peut engendrer des instabilités et limiter la durée pendant laquelle le plasma peut-être maintenu de manière stable.

Le prototype de Stellarator Wendelstein 7-X lors de sa construction en Allemagne / Image : Max-Planck-Institut für Plasmaphysik

Mis au point par l’astrophysicien américain Lyman Spitzer en 1950, le stellarator repose sur le positionnement très spécifique d’aimants tout au long du réacteurs qui permet d’obtenir un champ magnétique hélicoïdal. Grâce à cela, il n’est alors pas nécessaire de faire passer un courant électrique dans le plasma pour le confiner. En théorie, le stellarator permet d’obtenir des plasmas beaucoup plus stables et d’éviter le phénomène de disruption, un évènement très redouté lors des expérimentations des tokamaks qui a pour conséquence de dégrader très fortement la paroi interne de ce dernier.

Un réacteur plus complexe encore qu’un tokamak

À l’heure actuelle, le stellarator possède tout de même deux inconvénients qui expliquent qu’ils soient moins communs que les tokamaks : tout d’abord, il est moins adapté que ces derniers pour faire monter le plasma en température. Mais surtout, il est beaucoup plus complexe à construire. En conséquence, on ne trouve qu’une dizaine de Stellarator en fonctionnement dans le monde, contre une soixantaine de tokamaks. C’est en Allemagne qu’on trouve le prototype le plus abouti. Nommé Wendelstein 7-X, ce réacteur Stellarator a pour mission de démontrer l’intérêt de ce type de conception pour de la production d’électricité commerciale à partir de la fusion nucléaire. Enfin, plutôt que le confinement magnétique des tokamak et des stellarator, certains laboratoires misent plutôt sur l’utilisation de lasers pour obtenir une réaction de fusion nucléaire.

Si la fusion nucléaire continue de susciter de vifs espoirs, cette technologie reste encore extrêmement lointaine. À titre d’exemple, l’ITER, plus grand prototype de réacteur de fusion jamais construit, ne devrait pas être utilisé à pleine puissance avant 2035.

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La Chine commande des éoliennes en quantité record. Plus de 100 gigawatts (GW) en 2023. Mais elle peine à les installer et continue de voir ses émissions de gaz à effet de serre augmenter.

La Chine a commandé une capacité record de plus de 100 gigawatts (GW) d’éolien en 2023. Peut-être grâce au contexte de forte concurrence en la matière dans le pays et à des prix qui ont atteint leur plus bas niveau historique. C’est ce qu’annoncent un certain nombre de médias aujourd’hui, se basant sur un rapport établi par Wood Mackenzie, un groupe de recherche et de conseil spécialisé dans le secteur des énergies renouvelables.

Pour se faire une idée — même si bien sûr, la France n’est pas la Chine —, il faut savoir que la puissance éolienne totale installée dans notre pays dépasse péniblement les 21 GW. En 2022, par exemple, seulement 1,59 GW de nouvelles capacités éoliennes terrestres ont été raccordées au réseau. Un autre chiffre aussi, peut-être : en 2020, la Chine avait installé moins de 300 GW de capacité éolienne.

Beaucoup de commandes d’éoliennes, moins d’installations

Il faut toutefois également noter que si les commandes semblent vouloir exploser en Chine, les installations ne progressent largement pas au même rythme. Fin 2023, en effet, seulement la moitié des plus de 90 GW d’éoliennes déjà commandées en 2022 avait été installée. Et la guerre des prix que se font les fabricants d’éoliennes, si elle est profitable aux consommateurs, entraîne une importante baisse de leurs bénéfices.

Une solution, peut-être, pour retrouver quelques performances financières : innover toujours plus. Il y a quelques mois l’éolienne en mer géante de Goldwin — une éolienne de 252 mètres de diamètre installée dans la province du Fujian — produisait ainsi en un seul jour suffisamment d’électricité pour alimenter quelque 170 000 foyers. Et SANY Renewable Energy dévoilait, il y a quelques jours, celle qui deviendra bientôt la plus grande éolienne terrestre du monde. Des pales de 131 mètres de long grâce à « un profil aérodynamique haute performance avec un bord de fuite épais et émoussé, une disposition optimisée du profil aérodynamique et une épaisseur globale accrue ».

De l’éolien, mais encore beaucoup d’émissions de gaz à effet de serre

Malgré ces efforts, en Chine, les émissions de gaz à effet de serre du secteur de l’énergie continuent d’augmenter. D’un peu plus de 5 % en 2023 par rapport à 2022. Parce que la consommation totale d’énergie ne cesse, elle non plus, de progresser. Et que les centrales au charbon ont produit 6 % d’électricité en plus en 2023. Une étude de l’université de Californie (États-Unis) conclut d’ailleurs que pour atteindre la neutralité carbone en 2060, la Chine devrait multiplier par huit ou dix ses capacités actuelles d’énergie solaire et éolienne et atteindre les 2 à 4 térawatts (TW) installés pour chacune de ces énergies renouvelables.

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L’Allemagne a fait le choix de supprimer le nucléaire de son mix énergétique, malgré ses objectifs climatiques qui l’obligent à décarboner sa production électrique. Mais est-ce le bon choix ? Notre voisin d’outre-Rhin ne devrait-il pas revenir en arrière pour miser à nouveau sur l’atome ? La sortie du nucléaire n’est-elle pas un frein à la réussite de sa transition énergétique ?

Selon les données de l’agence internationale de l’énergie (AIE), le mix électrique allemand était dominé par le charbon et le nucléaire au début des années 2000. Mais pour son avenir, l’Allemagne a fait le choix de sortir du nucléaire, dans le cadre de son plan de transition énergétique appelé « Energiewende ». Pourquoi une telle décision ? D’abord et surtout parce que les Allemands sont pour la plupart farouchement anti-nucléaires. Après la catastrophe de Tchernobyl, celle de Fukushima en 2011 au Japon a été la goutte d’eau qui a fait déborder le vase, poussant la chancelière de l’époque, Angela Merkel a prendre une décision stricte.

L’Allemagne a fait le choix de la sortie du nucléaire

En effet, nos voisins ont alors fait le choix de sortir du nucléaire pour des raisons de sécurité. En avril 2023, c’était chose faite avec l’arrêt des trois dernières centrales nucléaires qui fonctionnaient encore jusque-là. Pour le futur de son mix électrique, le pays mise sur le développement massif des énergies renouvelables et sur le gaz naturel. D’ailleurs, pour l’année 2023, les énergies renouvelables ont représenté plus de 50 % de la consommation électrique allemande. L’objectif est de porter ce niveau à 80 % d’ici 2030.

Néanmoins, les émissions de CO₂ sont toujours très élevées dans le pays, notamment du fait de la part importante du charbon dans le bouquet énergétique allemand. Même si en 2023, les émissions allemandes de gaz à effet de serre (GES) ont atteint un niveau historiquement bas avec 673 millions de tonnes, le pays reste le plus gros émetteur de l’Union européenne (UE).

Énergies renouvelables et gaz naturel en hausse dans un contexte géopolitique tendu

En effet, rappelons que les énergies renouvelables n’étant pas une source de production pilotable, elles doivent être accompagnées de moyens de flexibilité qui permettent d’ajuster en temps réel l’offre à la demande en électricité. Ces moyens de production pilotables sont le charbon, le gaz ou encore le nucléaire. Les Allemands ayant fait le choix de se passer de nucléaire, la part du charbon et du gaz naturel reste donc nécessairement importante dans leur mix électrique.

Or, avec la crise en Ukraine, les approvisionnements en gaz naturel en provenance de Russie se sont arrêtés. Et le gazoduc Nord Stream 2 qui devait alimenter l’Allemagne via la mer Baltique n’a pas été mis en service du fait des sanctions par l’Union européenne à l’encontre de la Russie, et de son sabotage le 26 septembre 2022.

Le pays possède toutefois sur son territoire encore du charbon, mais surtout une abondante réserve de lignite qui est un charbon à faible pouvoir calorifique. Sources d’indépendance énergétique pour le pays, charbon et lignite sont toutefois particulièrement néfastes pour l’environnement.

Le retour vers l’atome est-il envisageable en Allemagne ?

Le charbon et le gaz naturel étant des énergies fossiles, on peut se demander si nos voisins d’outre-Rhin ont bien fait de se passer du nucléaire, source de production pilotable décarbonée. Et ne serait-il pas judicieux de revenir sur la décision de sortie de l’atome et de relancer les centrales pour atteindre les objectifs climatiques du pays ?

Sur le plan environnemental, il est clair que privilégier l’atome permettrait de se désengager du charbon et du gaz naturel, ce qui serait bénéfique pour les émissions du pays. Cela permettrait également au pays de réussir plus facilement sa transition énergétique.

Mais pour cela, il faudrait que ce revirement dans la politique énergétique allemande soit accepté par la population. Or, ce n’est pas le cas pour l’instant. Et l’Allemagne s’oppose d’ailleurs régulièrement à la France sur la scène européenne, pour critiquer notre choix de laisser au nucléaire une place prépondérante dans notre mix électrique. Il semble donc que le retour de l’atome dans le mix électrique allemand relève d’un choix politique qui n’est pas à l’ordre du jour.

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Les statistiques officielles du quatrième trimestre 2023 concernant le solaire photovoltaïque ont été publiées. Le parc solaire a fait un bond l’an dernier et pas seulement dans le sud de la France.

La France s’est fixé pour objectif d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Pour y parvenir, les énergies renouvelables sont mises à contribution. En ce qui concerne la production solaire photovoltaïque, la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) fixe un objectif de 20,1 gigawatts (GW) à atteindre en 2023. Qu’en est-il réellement ?

Un bond de +30 % du parc raccordé en 2023

Les statistiques officielles viennent d’être publiées à ce sujet. La puissance du parc solaire photovoltaïque a atteint 20,0 GW fin 2023. L’objectif de la PPE2 est donc quasiment atteint. Le parc raccordé a bondi de 31 % entre fin 2022 et fin 2023. De son côté, la puissance installée a augmenté de près de 20 % en un an.

Dans le détail, la typologie des nouveaux parcs photovoltaïques raccordés l’an passé montre que les grandes installations (>250 kilowatts [kW]) ne représentent que 0,2 % des nouveaux raccordements sur l’année. Pour autant, elles constituent 37 % de la nouvelle puissance raccordée sur la période. Ce sont les petites installations (<9 kW) qui représentent l’écrasante majorité des nouveaux raccordements (93 %), mais seulement 24 % de la nouvelle puissance.

Une puissance installée en hausse et pas seulement dans le sud de la France

Évidemment, des disparités régionales existent au sujet des nouvelles installations raccordées en 2023. En tête de classement, les régions Auvergne Rhône-Alpes, Nouvelle Aquitaine et Occitanie représentent plus de la moitié (53 %) de la puissance totale en France au dernier trimestre 2023. Ces régions constituent également près de la moitié (48 %) de la puissance nouvellement raccordée au cours de l’année 2023. Cela signifie que de nouveaux projets continuent de se développer sur ces territoires.

Pour autant, d’autres régions se démarquent dans le domaine. Ainsi, la puissance nouvellement raccordée en 2023 en Bretagne a augmenté de 33 %. Ce chiffre s’établit à 30 % dans les Pays de la Loire, à 28 % en Île-de-France et à 27 % dans la région Grand Est.

En revanche, ce mouvement n’est pas identique dans les départements et régions d’outre-mer (DROM) puisqu’en 2023, aucun parc solaire n’a été raccordé ni en Guadeloupe, ni en Martinique ou encore à Mayotte. Seule La Réunion a raccordé pour 11 MW d’installations photovoltaïques l’an passé.

Des projets en attente qui devraient voir le jour en 2024

En 2023, la production solaire photovoltaïque représente 4,9 % de la consommation électrique du territoire, en hausse de seulement 0,3 % par rapport à l’année précédente. L’autoconsommation (partielle ou totale) représente à peine la moitié (48,2 %) des installations en service fin 2023, en hausse de 3,1 % depuis l’année précédente.

Le document révèle enfin un indicateur important pour évaluer la bonne santé de la filière puisque les projets en attente de raccordement ont augmenté de 33 % depuis le début de l’année. Cela laisse présager un début d’année 2024 encourageant pour le secteur avec de nouveaux parcs qui devraient entrer en service.

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