Les fermes solaires ont-elles un effet positif ou négatif sur la température de surface au sol ? Si les études se multiplient, les résultats, eux, restent encore difficiles à interpréter.

Une équipe de chercheurs japonais vient de publier une étude sur l’effet des installations photovoltaïques sur la température de surface au sol, afin de mieux comprendre l’impact environnemental de ces moyens de production d’énergie. Pour réaliser cette étude, les scientifiques ont analysé la température de surface d’une zone de plus de 700 km² autour de la rivière Kushida, sur une période de 10 ans. Ils ont découvert que la mise en place d’une installation photovoltaïque avait pour effet d’augmenter, en moyenne, la température au sol de 2,85 °C. Cet effet serait encore plus flagrant pendant les mois chauds avec une hausse de 3,35 °C contre 2,5 °C pour les mois les plus frais.

Le Land Surface Temperature, un indicateur global pour mesurer l’impact des centrales solaires

La température de surface au sol, dont il est question dans cette étude, est aussi appelée Land Surface Température (LST). Cet indicateur caractérise la température de ce qui se trouve à la surface du sol terrestre, qu’il s’agisse de roches, d’herbe, d’arbres, de glace ou même de bâtiments. Déterminé à l’aide de satellites en orbite autour de la Terre, il permet de mieux comprendre les échanges d’énergie, mais aussi d’eau, entre la surface terrestre et l’atmosphère. Cette température de surface est un marqueur du changement climatique, et peut servir à caractériser l’état des glaciers, des calottes glaciaires, mais aussi de la végétation dans les écosystèmes de la Terre.

Dans le cadre d’installations solaires, le calcul du LST a un rôle important pour tenter de mieux comprendre l’impact des centrales sur leur environnement direct, et en particulier sur les écosystèmes naturels qui les entourent.

Les études sur le sujet se multiplient, mais ne font pas consensus

L’énergie solaire a le vent en poupe depuis plusieurs années, et est un outil indispensable de la transition énergétique. Mais son impact environnemental doit être encore largement étudié, car ses implications sont multiples, en particulier sur le développement de la biodiversité environnante. De nombreuses études ont notamment montré l’impact de ces installations sur la porosité des sols, sur l’écoulement de l’eau en surface, pouvant ainsi engendrer une réduction de l’activité biologique d’un sol. De plus, la végétation qui se développe sous les panneaux est bien souvent différente de celle qui était présente avant l’installation, du fait, notamment, d’un apport plus faible en lumière. Mais ce n’est pas tout. Les panneaux jouent un rôle très important sur la température, en réduisant, généralement, la température à proximité du sol, et en prouvant un effet « îlot de chaleur » au-dessus des panneaux. Ces variations thermiques sont encore mal comprises, de nombreuses études ont donc lieu à ce sujet.

Les résultats de ces premières études ne font pas encore consensus. Si la récente étude japonaise évoquée plus haut indique une hausse du LST, une autre étude, portant sur l’effet des installations solaires sur l’albédo, la végétation et le LST, indique plutôt une baisse de cette température de l’ordre de 0,49 °C en journée. Une telle différence de résultats peut s’explique par des divergences de méthodes de calcul, mais aussi la difficulté d’appréhender globale, d’appréhender et de valider l’indicateur LST, de par sa complexité et par l’hétérogénéité des éléments présents à la surface de la Terre. En tout état de cause, l’enjeu reste de pouvoir fiabiliser ces résultats pour mieux les comprendre. Cela permettra, à l’avenir, de prendre les mesures nécessaires afin de limiter l’impact des installations sur la biodiversité locale.

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L’hydrogène serait-il la clé pour décarboner les villes de demain ? Si un scénario 100 % hydrogène pourrait sembler séduisant sur de nombreux aspects, il présente tout de même des limites qui semblent difficiles à accepter.

Et si Al Khobar, cette ville saoudienne de 500 000 habitants bordée par le golfe Persique, devenait la première ville 100 % hydrogène au monde ? C’est ce qu’a proposé le scientifique indépendant Alberto Boretti dans l’International Journal of Hydrogen Energy, une revue scientifique spécialisée dans l’hydrogène. Dans son article, Alberto Boretti indique que l’Arabie Saoudite, grâce à ses ressources en gaz fossile, pourrait produire dès maintenant de grandes quantités d’hydrogène « noir » permettant d’alimenter des villes entières.

Si cet hydrogène serait fortement carboné puisque produit à partir de ressources fossiles, le pays pourrait ensuite construire progressivement des infrastructures nécessaires à la production d’hydrogène vert. Pour cela, la ville d’Al Khobar présenterait un profil idéal, notamment grâce à son emplacement, ses capacités de production de gaz fossile, ainsi que son potentiel solaire et éolien. D’ailleurs, la société Saudi Aramco crée actuellement un hub dédié à l’hydrogène dans la ville industrielle de Jybail, à seulement 100 km de là.

Pour un besoin en puissance de l’ordre de 200 MW pour la ville d’Al Khobar (500 000 habitants), il faudrait, selon Alberto Boretti, environ 1 GW d’installation de production solaires et éoliennes, voire 1,3 GW pour pouvoir produire également du combustible renouvelable. À ces moyens de production devrait être associé l’équivalent de 997 MW d’électrolyseurs (509 MW dans le cas d’une utilisation combinée à des batteries). Grâce à ces installations, et moyennant l’ajout d’une capacité de stockage d’hydrogène de l’ordre de 145 000 MWh, Al Khobar pourrait devenir la première ville au monde alimentée par un mix d’hydrogène bleu, blanc et vert ainsi que par l’électricité solaire. En dimensionnant ces installations, Alberto Boretti a même pris en compte la possible évolution interannuelle des capacités de production, principalement liées au changement climatique actuel.

L’hydrogène, un problème de rendement

La solution proposée par Alberto Boretti a du sens sur de nombreux aspects. Le recours massif à l’hydrogène permettrait, en effet, de décorréler en grande partie la production d’énergie, et son utilisation. À l’instar des énergies fossiles traditionnelles, avec des moyens de stockage adaptés, il serait possible de se soustraire presque complètement aux contraintes liées à l’intermittence des énergies renouvelables que sont le solaire et l’éolien.

Pourtant, cette solution a un inconvénient colossal : son rendement. Alberto Boretti annonce un rendement de 75 % pour la production d’hydrogène, et un rendement de 55 % pour la production d’électricité à partir d’hydrogène, l’électrolyse. En d’autres termes, pour 100 MWh d’électricité, on obtiendrait l’équivalent de 75 MWh d’énergie sous forme d’hydrogène. Ensuite, pour que cette énergie soit de nouveau utilisée, l’hydrogène devrait de nouveau être transformé en électricité, avec un rendement de 55 %, donnant ainsi 41,15 MWh d’électricité.

Par conséquent, dans la proposition d’Alberto Boretti, la chaîne hydrogène aurait un rendement global de 41 %. Bien plus faible que de nombreux autres systèmes de stockage d’énergie comme les STEP, qui affichent un rendement compris entre 75 et 80 %, ou encore les batteries, qui affichent un rendement supérieur à 90 %. Pourtant, les chiffres proposés par le scientifique indépendant sont très optimistes. Une note de l’ADEME sur le sujet annonce un rendement global plus proche des 25 % que des 41 %, en fonction des technologies retenues.

Privilégier l’utilisation directe et le stockage journalier

Pour cette raison, privilégier un fonctionnement entièrement électrique, en limitant au maximum les étapes de transformation intermédiaires, paraît être une solution plus avantageuse d’un point de vue environnemental. Il conviendrait de favoriser, en journée, l’utilisation directe de l’énergie produite, ainsi qu’un système de stockage journalier. La STEP de Hatta, en Arabie Saoudite, les systèmes de stockage d’électricité par batterie, ou encore les installations de stockage gravitaire, sont quelques exemples.

L’hydrogène, lui, paraît surtout adapté à la décarbonation d’installations très gourmandes en électricité, ainsi qu’à certains moyens de transport pour lesquels le poids des batteries représenterait un obstacle insurmontable. On pense notamment à l’aviation.

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Les mers contiennent une énergie thermique considérable et méconnue. Grâce à la différence de température entre la surface de l’eau (chaude) et le fond (froid), il est possible de produire de l’électricité. Voici l’analyse du fonctionnement de ces centrales de production, dont les prototypes viseront à remplacer les centrales polluantes des états insulaires.

Dans les États insulaires, on se demande comment se passer des générateurs diesel, majoritaires dans la production d’électricité. L’électricité y coûte souvent cher et les habitants en payent les frais. Lorsqu’elles sont rattachées à un État, comme les DOM pour la France, une péréquation tarifaire (compensation par l’État) est réalisée pour garantir le même prix d’électricité pour tous. L’enjeu est donc de trouver un moyen propre pour produire de l’électricité et qui ne prend pas beaucoup de place dans ces îles aux petites superficies.

Le projet Plotec, consortium de 7 entreprises européennes, espère avoir trouvé une solution. Il teste un prototype de conversion, en électricité, de l’énergie marine dans les îles Canaries. Pour ce faire, il met au point une centrale flottante, résistante aux évènements extrêmes tels que les ouragans, utilisant le différentiel de température entre la surface de l’eau, particulièrement chaude à ces latitudes, et les profondeurs, constamment froides.

Plus grande est la différence de température, meilleur est le rendement

La surface de l’eau emmagasine le rayonnement du soleil et l’énergie du vent. C’est pourquoi elle est plus chaude proche de l’équateur, considérons à une température de 25 degrés celsius (°C). En eaux très profondes, la température y est constante toute l’année, entre 2 et 5 °C vers 1 000 m de profondeur. Comme la densité volumique de l’eau s’accroît lorsque la température diminue, les deux eaux aux températures radicalement différentes ne se peuvent pas se mélanger.

Alors, comment produire de l’électricité à partir de ce gradient ? À l’inverse d’une pompe à chaleur qui transforme de l’électricité en chaleur ou froid à partir du milieu ambiant, la différence de température permettra à un fluide, souvent l’ammoniac, de changer d’état et produire de l’électricité. L’eau chaude en surface va permettre à l’ammoniac de passer à l’état gazeux, car sa température d’évaporation est inférieure à celle de la source chaude. L’ammoniac ainsi évaporé entraîne une turbine qui produit de l’électricité. Le gaz poursuit son chemin au contact de la source froide, généralement de l’eau froide puisée en profondeur. Il est refroidi et redevient liquide. Et recommence le cycle, nommé Carnot.

Un potentiel important sous les tropiques

Comme l’énergie thermique marine est produite proche des côtes et avec des canalisations allant jusqu’à 1000 mètres de profondeur, il faut un emplacement avec des falaises sous-marines. Cela est possible entre les tropiques du Cancer et du Capricorne, c’est-à-dire entre -30° et +30° de latitude. Entre ces mêmes limites, l’eau y est aussi plus chaude en surface comme expliqué précédemment.

L’énergie thermique marine nécessite des volumes d’eau considérables pour être efficace. En raison du faible gradient de température, un très grand débit d’eau de mer est indispensable pour compenser cette inefficacité. De plus, pour minimiser les pertes de charge, les canalisations doivent avoir des diamètres extrêmement importants. Actuellement, les installations utilisent des tuyaux en polyéthylène haute densité (PEHD) d’un diamètre de 1,5 mètre. Toutefois, avec le développement prévu de centrales de grandes puissances à l’avenir, il sera nécessaire d’augmenter encore ces dimensions. On envisage ainsi l’utilisation de canalisations pouvant atteindre des diamètres de 15 mètres, afin de répondre aux besoins en eau massive et garantir une efficacité opérationnelle optimale.

Plotec, un premier projet commun

Sept pays européens unissent leurs forces pour mener le projet Plotec, aux îles Canaries. Soutenu financièrement par l’Union européenne, un démonstrateur à l’échelle un cinquième sera construit. Le consortium n’a pas encore communiqué sa puissance. Global Otec, un des membres du consortium, a déjà validé sa structure au cours d’essais menés en bassin à Londres, en mai 2023.

Selon les porteurs du projet, la cellule flottante doit facilement pouvoir être connectée et déconnectée du réseau afin de la rapatrier en cas d’évènement météorologique extrême. Elle doit produire de l’électricité et pourra aussi servir de production de froid. Elle est réversible, il n’y a qu’à inverser le cycle de Carnot.

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Le tarif heures pleines/heures creuses existe en France depuis 1960. Il est bien ancré dans nos habitudes de consommations. Mais il pourrait bientôt évoluer. Avec l’apparition de nouveaux créneaux d’heures creuses « solaires » qui nous encourageraient à consommer lorsque les centrales photovoltaïques produisent le plus.

En 1960, une nouvelle option tarifaire a fait son apparition dans le paysage français. Aujourd’hui encore, quelque 15 millions d’abonnés — aussi bien à EDF qu’à d’autres fournisseurs d’électricité — disposent de l’option dite heures pleines/heures creuses. Ils bénéficient alors de huit heures creuses par jour d’une électricité 15 % moins chère que le tarif de base. L’idée avait été lancée pour aider à lisser la demande d’électricité en incitant le décalage de certaines consommations — eau chaude sanitaire, lave-linge ou lave-vaisselle, par exemple — au-dehors des périodes de pics. Pour en limiter l’impact. Le gestionnaire du réseau de distribution français, Enedis, avait alors opté pour des heures creuses positionnées essentiellement la nuit, même si quelques clients bénéficiaient d’un petit créneau méridien.

À l’origine, des heures creuses nocturnes pour valoriser le nucléaire et l’hydroélectricité

Mais les choses pourraient bien être en passe d’évoluer. Du moins pour ce qui concerne les plages horaires retenues. La commission de régulation de l’énergie (CRE) en aurait formulé la demande expresse à Enedis. Car le mix électrique français a bien changé depuis les années 1960. À cette époque, le paysage français était dominé par l’hydroélectricité et les centrales au fioul et charbon. Il était pertinent de lisser la courbe de consommation nationale pour favoriser l’hydroélectricité, moins chère. Puis, quelques décennies plus tard, lors de l’expansion massive du nucléaire en France, les heures creuses devaient valoriser la production nocturne excédentaire à très faible coût. Une époque à laquelle il était donc surtout important, pour réussir à maintenir l’équilibre du réseau, de limiter les consommations en plein jour et, à l’inverse, d’augmenter les consommations de nuit.

C’est toujours le cas aujourd’hui. Mais plus seulement. Avec le déploiement massif des centrales solaires photovoltaïques, l’électricité devient également abondante — et donc peu chère – en milieu de journée. Cette électricité, la France peut l’exporter, sauf quand tous nos voisins produisent aussi de grandes quantités d’électricité solaire. C’est souvent le cas dès l’arrivée des beaux jours jusqu’au milieu de l’automne. Ainsi, les prix deviennent nuls ou négatifs et la France, comme certains de ses voisins, est contrainte de brider la production des panneaux photovoltaïques, faute de débouchés.

Pour y remédier, notre pays pourrait alors stocker cette électricité solaire à grande échelle. Grâce à des batteries et des STEP, notamment. Le parc de batteries est déjà passé de 100 MW en 2020 à 700 MW en 2023. Enfin, la France pourrait envisager d’en profiter pour produire de l’hydrogène par électrolyse. Ces deux dernières options pourraient toutefois coûter cher, mais ce ne sont pas les seules solutions.

Faire profiter les consommateurs de la production solaire à bas coût

Une option bien plus économique serait de demander aux clients de consommer plus au moment où les panneaux solaires produisent à plein régime. Et pour cela, l’idée est de réussir, dans les années à venir, à mieux « mettre en cohérence les tarifs et les capacités de production ». Avec des heures creuses qui ne seraient plus applicables la nuit, mais plutôt entre 11 heures et 17 heures. Ou en tout cas, pour ce qui est de l’été.

Encore faudrait-il que cette option redevienne réellement intéressante pour les consommateurs. Aujourd’hui, il existe une dizaine de contrats heures creuses différents et certains doivent décaler jusqu’à 60 % de leurs consommations pour réduire leur facture. Enedis et la CRE se fixent pour l’avenir, un objectif de 30 % des consommations en heures creuses solaires pour réaliser des économies. Grâce à un écart de prix entre heures creuses et heures pleines qui redeviendrait très incitatif.

Concernant le calendrier de mise en place de ces nouvelles heures creuses solaires, les avis divergent légèrement. La CRE préconise une entrée en vigueur dès 2025. Le gestionnaire du réseau de transport de l’électricité (RTE) en France attend, quant à lui, une mise en place progressive d’ici deux ou trois ans.

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Jamais un réacteur nucléaire avait produit autant d’électricité en une seule année. Le réacteur n°2 de la centrale de Taishan (Chine), de type EPR, a battu un record absolu de production. En 2023, celui-ci a été capable de produire 12,8 TWh d’électricité grâce à un excellent facteur de charge. Ce record pourra-t-il être battu, dans les années à venir, par Flamanville, l’unique EPR français ?

Décidément, le réacteur n°2 de la centrale de Taishan multiplie les records. L’EPR a battu, en 2023, le record de production d’électricité par un réacteur nucléaire avec 12 884,1 TWh. Un record qui lui appartenait déjà, puisqu’il était parvenu à produire 12 454,8 GWh d’électricité en 2020, dès sa deuxième année d’exploitation. Ce record de production a été rendu possible grâce à un facteur de charge remarquable de 88,6 %.

Avec ses performances, Taishan 2 apporte une lueur d’espoir la filière des EPR dont les difficultés se sont enchaînées avant même le début du chantier du premier EPR, en août 2005. Les différents chantiers internationaux ont cumulé les incidents, engendrant un retard de 9 ans pour le réacteur finlandais de Olkiluoto 3, et 12 ans pour Flamanville. Au Royaume-Uni, les deux réacteurs en construction de la centrale Hinkley Point affichent déjà un retard de 4 ans sur le planning initial.

Flamanville pourra-t-il faire mieux ?

Pour l’heure, difficile de savoir si ce record pourra être battu. Les différents EPR construits à travers le monde affichent tous une puissance quasiment équivalente. Ainsi, dans les années à venir, les records de production annuels devraient principalement se jouer sur les conditions opérationnelles de chaque réacteur, et sur leur gestion. À titre d’exemple, Taishan 1, mis en service seulement quelques mois avec Taishan 2, n’a jamais dépassé les 12 TWh de production à cause de nombreuses défaillances, l’empêchant de fonctionner à pleine puissance sur de longues périodes. Depuis sa mise en service, il affiche un facteur de charge de seulement 48,6 % contre 77,7 % pour Taishan 2. Du côté de Flamanville, espérons que la mise en service signe la fin des difficultés, et puisse fonctionner avec un facteur de charge élevé. Toutefois, un premier arrêt pour maintenance prévu fin 2025 l’empêchera de revendiquer un facteur de charge élevé lors des premières années de fonctionnement.

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Lorsqu’on souhaite se lancer dans l’autoconsommation solaire, deux possibilités s’offrent à nous. Investir dans une centrale solaire classique ou privilégier un kit prêt à brancher, aussi appelés plug and play, qui permet de produire facilement de l’électricité. Mais que faut-il préférer entre ces deux solutions ?

La différence entre les kits prêts à brancher et les centrales solaires classiques

Commençons par un petit rappel sur la différence entre les installations solaires classiques et les kits plug and play.

➡️ Les centrales solaires classiques sont composées de plusieurs panneaux solaires installés de façon pérenne sur leur support, de micro-onduleurs ou d’un onduleur central, tout ceci relié au tableau électrique de la maison pour produire de l’électricité qui alimentera les appareils du foyer. L’installation se fait au sol ou plus communément en toiture et nécessite des compétences techniques tant pour la configuration du parc solaire que pour son installation. Le recours à un professionnel qualifié RGE (Reconnu garant de l’environnement) est indispensable pour la pose, surtout si vous voulez bénéficier de la vente de votre production à EDF OA.

➡️ À l’inverse, les kits solaires prêts à brancher se distinguent par leur simplicité d’installation. Ils sont généralement constitués d’un ou deux panneaux solaires installés sur un socle, un kit de fixation ou de simples pieds, et d’un micro-onduleur. L’ensemble est conçu pour pouvoir être facilement démonté ou déplacé. Un câble permet de relier le tout à une simple prise électrique domestique, sans que l’intervention d’un professionnel soit nécessaire. Il suffit donc de sortir le matériel de son emballage, de l’assembler en quelques minutes et de brancher le kit à une prise électrique. L’autoconsommation peut alors commencer.

On a donc d’un côté, une centrale solaire qui nécessite une véritable étude préalable et une pose par un professionnel et de l’autre, un kit tout prêt qu’il faut simplement brancher sur une prise électrique.

Kit solaire prêt à brancher ou centrale solaire classique : les avantages et inconvénients

Pour pouvoir choisir entre ces deux moyens de produire de l’énergie, il est utile d’en connaître les points forts et les points faibles.

Les avantages de la centrale solaire classique

Le principal point fort de l’installation solaire classique réside dans sa puissance. En effet, elle est composée de plusieurs panneaux, dont le nombre dépend de la puissance voulue et de la place disponible. En général, chez les particuliers, la puissance du parc solaire est comprise entre 3 et 6 kWc, ce qui permet donc de produire une part non négligeable d’électricité. Les panneaux solaires constituent alors une réelle source de production électrique alors que les kits plug and play produisent une quantité d’électricité relativement anecdotique par rapport à la consommation d’un foyer. Par exemple, Beem Energy estime la production de son dernier kit Beem On de 460 watts-crête à 585 kWh/an. Regardez votre facture d’électricité annuelle et vous verrez que vous serez loin de l’autonomie énergétique avec une telle station.

L’autre point fort de la station solaire classique concerne la possibilité de revendre le surplus de production, via un contrat de rachat avec EDF OA ou de le stocker via des batteries. Cela permet de rentabiliser plus rapidement la centrale solaire. Avec le kit plug and play, le surplus de production qui n’est pas utilisé dans la maison immédiatement sera redistribué gratuitement au réseau public d’électricité. Il est donc perdu pour l’usager.

Enfin, les centrales solaires classiques étant généralement installées en toiture, elles n’ont pas d’emprise au sol et ne gênent donc pas l’utilisation de l’espace extérieur. C’est un sacré avantage, surtout lorsqu’on dispose d’un petit jardin. Les kits plug and pays peuvent être accrochés en façade, mais plus généralement, ils sont placés au sol, ce qui peut présenter une gêne pour les occupants du foyer, d’autant qu’il faut être prudent en plein été avec les enfants en bas âge puisque les cellules accessibles à faible hauteur, chauffent au soleil et peuvent donc présenter un danger. Les panneaux en verre peuvent aussi être facilement endommagés lorsqu’ils sont au sol.

Les avantages du kit prêt à brancher

Mais les kits prêts à brancher disposent d’un réel avantage au niveau de la simplicité d’installation. L’intervention d’un professionnel n’est pas nécessaire, et pour peu que le panneau soit placé à moins de 1,80 mètre de hauteur, aucune autorisation n’est nécessaire. Seule une simple déclaration du dispositif doit être réalisée en ligne à Enedis, mais la procédure reste rapide et simple. Au contraire, les centrales classiques nécessitent de faire appel à un professionnel pour l’installer. En outre, si le parc solaire dispose d’une puissance inférieure à 3 kW et qu’il est installé à plus de 1,80 mètre de hauteur, ce qui est généralement le cas puisque les panneaux sont souvent posés sur la toiture, une déclaration préalable de travaux est nécessaire ainsi qu’une demande de raccordement à Enedis. Si vous n’aimez pas la paperasse, vous serez donc plus à l’aise avec un kit prêt à brancher.

L’autre point fort principal du kit concerne son prix. En effet, il est possible de s’équiper avec un budget qui démarre autour de 500 euros. L’autoconsommation devient vraiment accessible au plus grand nombre alors que les centrales solaires classiques nécessitent un investissement beaucoup plus lourd. Le montant va dépendre du matériel utilisé et de la puissance du parc, mais globalement, il faut compter au moins 6 000 euros. Bien entendu, vous pouvez bénéficier de la rente financière liée à la vente de votre production à EDF OA. Mais il est toutefois indispensable de disposer d’un budget conséquent pour se lancer, ce qui peut constituer un véritable frein pour nombre de personnes.

Enfin, le kit plug and play peut être une alternative à une toiture mal orientée qui ne permet pas d’y apposer des panneaux solaires. Avec un kit, le choix de l’emplacement est varié, à condition de pouvoir assurer la liaison jusqu’à une prise domestique (mais il est possible de s’équiper d’une rallonge).

Est-il plus rentable d’investir dans un kit plug and play ou dans une station solaire classique ?

La question de la rentabilité de l’installation solaire est évidemment à évoquer au moment de débuter l’aventure de l’autoconsommation. Quelle solution solaire préférer pour rentabiliser au plus vite son investissement ?

Les fabricants des kits plug and play proposent des simulateurs d’économies sur leur site, qui vous permettent de calculer la durée d’amortissement de votre investissement, en fonction de votre localisation. Il apparaît que dès 3 ou 4 ans, le kit pourrait être amorti. Il faut toutefois rester très prudent avec ces résultats qui sont calculés en prenant les paramètres (optimistes) suivants : une orientation plein sud, sans aucune ombre portée avec une autoconsommation de la totalité de la production. Dans les faits, il n’est pas toujours évident de trouver un emplacement orienté plein sud sans qu’aucun arbre ni bâtiment n’ombrage la structure au moins à certains moments de la journée. En outre, il faut bien maîtriser ses usages électriques pour consommer la totalité de l’électricité lors du pic de production, ce qui n’est pas forcément aisé en plein été.

Quant aux centrales solaires classiques, la durée d’amortissement tournerait plutôt entre 8 et 12 ans. Cela dépend évidemment de la localisation, de l’orientation et de la puissance des panneaux ainsi que du montant des aides obtenues. Ce n’est qu’une fourchette donnée généralement par les installateurs.

Match entre la centrale solaire classique et le kit plug and play : le résultat

Avant de se décider à investir dans des panneaux solaires, il faut se poser deux questions essentielles : de quel budget est-ce que je dispose ? Suis-je présent à la maison en journée pour faire fonctionner mes appareils électriques ? En effet, la question du budget peut déterminer à elle seule la solution solaire à adopter. Les foyers qui veulent autoconsommer tout en ayant un budget serré vont être contraints de se tourner vers un kit plug and play. Par ailleurs, ces derniers supposent l’utilisation instantanée de l’électricité produite. La présence au domicile en journée ou la possibilité de faire fonctionner ses appareils électroménagers en les programmant par exemple sera un critère important pour la rentabilité de l’installation.

Enfin, le critère de la production attendue sera également important, comme on l’a vu. Si vous souhaitez vraiment vous rapprocher de l’autonomie énergétique ou tout du moins produire vous-même une partie non négligeable de votre consommation, il faudra plutôt vous tourner vers une centrale solaire classique. Vous le voyez, il n’y a en réalité pas de solution solaire meilleure qu’une autre. Tout va dépendre de vos besoins, de votre budget, et de votre façon de consommer. Mais vous avez maintenant toutes les informations pour vous décider en connaissance de cause.

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La Chine domine largement la filière de la production de panneaux solaires, au détriment des fabricants européens confrontés à une concurrence déloyale. En réponse, l’Union européenne (UE) a mis en place des mesures pour protéger son industrie. Si dans le passé, la Chine a déjà utilisé des procédures légales pour esquiver certaines restrictions européennes, aujourd’hui, des interrogations émergent quant à la possibilité qu’elle défie à nouveau les mesures instaurées par l’UE.

Dans le cadre de son objectif de neutralité carbone d’ici 2050, l’UE place de grands espoirs dans l’énergie solaire. D’ici 2030, elle vise à tripler sa puissance solaire actuelle en passant de 260 GW à 750 GW. Rien qu’en 2023, l’Europe a installé 56 GW, soit une augmentation de 40 % par rapport à l’année précédente. Ces réalisations pourraient laisser penser que le secteur solaire européen se porte à merveille. Pourtant, le continent reste extrêmement dépendant des importations chinoises. En effet, seulement 3 % des panneaux solaires utilisés dans l’UE sont produits localement, le reste étant principalement importé de la Chine.

Devenu un acteur incontournable des technologies solaires, l’empire du Milieu produit environ 75 % des modules photovoltaïques dans le monde. Avec une chaîne de valeur intégrée, le pays est en mesure de proposer des coûts très compétitifs, plaçant ainsi l’industrie européenne au bord de l’effondrement. Bien que des mesures de protection aient été mises en place au niveau continental et national, la question demeure : ces règles sont-elles suffisamment robustes pour contrer l’influence chinoise ?

Fabrication de panneaux solaires : une industrie précaire en Europe

En 2023, la Chine a massivement exporté des panneaux solaires vers l’Europe, entraînant une baisse notable des prix. Cette situation résulte principalement de la récente politique américaine, notamment le plan « Inflation Reduction Act », qui cherche à limiter la présence des modules chinois sur le marché américain. De plus, la concurrence interne entre les fabricants chinois contribue à la tendance baissière du prix. Ces dynamiques mettent les producteurs européens dans une position précaire, affectant leur compétitivité et leur viabilité économique.

Dès le début de l’année, le Conseil européen de l’industrie solaire (ESMC), qui représente les fabricants européens, a tiré la sonnette d’alarme concernant le risque de faillite pour de nombreuses entreprises du secteur. Comme l’ESMC l’avait prédit, plusieurs sociétés ont déjà dû fermer leurs portes. En France, l’usine de fabrication Systovi a cessé définitivement ses activités en avril. En Allemagne, l’entreprise Solarwatt a planifié sa fermeture, et le géant Meyer Burger prévoit de se relocaliser aux États-Unis après avoir subi d’importantes pertes l’année passée.

Face à la menace d’un déclin imminent de l’industrie, plusieurs pays européens ont déjà mis en place des mesures pour soutenir le secteur local. À l’échelle continentale, la Commission européenne a adopté le Net-Zero Industry Act, dont l’objectif est de couvrir, d’ici 2030, 40 % des besoins annuels en déploiement de technologies bas-carbone, y compris le solaire. Cette initiative vise à stimuler la production interne et à réduire la dépendance vis-à-vis des importations, tout en soutenant l’innovation et la compétitivité européennes dans le domaine des technologies renouvelables.

La Chine réagira-t-elle contre les initiatives européennes ?

Tandis que l’Europe intensifie ses efforts pour protéger son industrie solaire, il est légitime de se demander si la Chine pourrait réagir en engageant des actions contre ces mesures protectionnistes. En 2012, la Chine, alors déjà leader mondial de l’exportation de panneaux solaires, avait contesté les restrictions européennes en demandant des consultations officielles à l’Organisation mondiale du commerce (OMC). Cette démarche constitue généralement la première phase dans le processus de règlement des différends, lors duquel, les parties tentent de résoudre les problèmes à l’amiable avant de passer à une procédure juridique formelle.

Dans le contexte actuel, les experts jugent faibles les chances que la Chine engage une nouvelle procédure similaire. Pour que le pays prenne une telle décision, il faudrait que les mesures européennes affectent de manière significative sa robuste industrie, ce qui ne semble pas être le cas pour le moment. De plus, les initiatives telles que le Net-Zero Industry Act visent plutôt à renforcer l’industrie locale sans nécessairement provoquer un conflit direct avec la Chine.

En Italie, le gouvernement a introduit le Plan national de relance et de résilience (PNRR) pour soutenir la filière en accordant des crédits d’impôts aux projets utilisant exclusivement des panneaux conçus dans l’UE. Pour ce cas spécifique, selon des spécialistes, si la Chine décide de contester, elle pourrait s’appuyer sur des arguments techniques basés sur le droit européen. Le processus pour formaliser de telles plaintes peut néanmoins être assez long, car il nécessite une analyse détaillée des règlements et de leur conformité avec les règles internationales du commerce. Il est également possible que les différends soient abordés par le biais de discussions bilatérales entre l’Italie et la Chine. Cette approche s’écarte des procédures officielles plus rigides de l’OMC, et peut offrir un moyen plus rapide et peut-être moins conflictuel de résoudre les désaccords.

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L’éolien en mer continue de se développer en France, avec une puissance installée cumulée dépassant désormais 1 gigawatt. Le parc éolien en mer de Fécamp (Seine-Maritime), inauguré le 15 mai, vient d’ajouter 500 MW. En parallèle, le gouvernement a également dévoilé l’industriel chargé de construire et exploiter le premier parc flottant commercial de France, qui s’élèvera au sud de la pointe bretonne.

Quatre ans après le début des travaux, le parc éolien offshore de Fécamp vient d’être inauguré. Si Emmanuel Macron n’a finalement pas pu faire le déplacement pour l’occasion en raison de la crise en Nouvelle-Calédonie, c’est Roland Lescure, ministre délégué à l’industrie et l’énergie, qui s’est rendu sur place. Opéré par EDF Renouvelables et composé de 71 éoliennes Siemens Gamesa de 7 MW pour une puissance totale de 500 MW, le parc devrait fournir l’équivalent de la consommation électrique de 700 000 français. Cela représente près de 60 % de la consommation de la Seine-Maritime. Après des mois de préparation, l’installation en tant que telle avait commencé en août 2022 avec l’installation de la première fondation gravitaire. Il s’agit, d’ailleurs, du premier parc au monde à avoir été équipé de ce type de fondations.

Cap sur l’éolien flottant

Depuis la mise en service du parc éolien de Saint-Nazaire, il y a plus d’un an maintenant, les avancées de l’éolien en mer se multiplient en France. On a pu, récemment, constater la mise en service du parc de Saint-Brieuc, tandis que l’avancement de plusieurs autres chantiers suivent leur cours, comme celui du parc de Dieppe, du Tréport ou de l’île d’Yeu.

Si tous ces parcs sont équipés d’éoliennes posées sur les fonds marins, l’avenir devrait néanmoins appartenir à l’éolien flottant. La mise en service du premier parc flottant français, appelé Provence Grand Large, ne devrait plus tarder. En parallèle, les chantiers des deux autres projets pilotes suivent leurs cours malgré d’importantes difficultés financières. Sur la façade atlantique, le projet éolien flottant Bretagne-sud, premier de nature commerciale pour cette technologie, vient tout juste d’être attribué à un consortium composé de d’Elicio et BayWa r.e. Composé d’une vingtaine d’éoliennes pour une puissance totale de 250 MW, il devrait être mis en service en 2031.

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Pour augmenter la production d’électricité solaire, il faut multiplier le nombre de panneaux photovoltaïques installés. Ou améliorer l’efficacité de chacun d’entre eux. Difficile ? Peut-être pas tant que ça. Puisque cela semble possible en posant tout simplement une bâche blanche sous les panneaux solaires, mais pas n’importe lesquels.

En 2023, selon les chiffres de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), le solaire photovoltaïque a représenté à lui seul quelque trois quarts de l’augmentation des capacités de production d’énergie renouvelable dans le monde. C’est encourageant. Mais pour faire encore mieux et surtout, faire face à l’urgence climatique, toutes les idées paraissent désormais bonnes à prendre. Les pouvoirs publics s’intéressent principalement au nombre de panneaux photovoltaïques installés. Plus il y en aura, plus nous produirons d’électricité solaire.

Des panneaux solaires plus efficaces

Les scientifiques et les ingénieurs, eux, voient aussi le salut dans l’augmentation des rendements des cellules photovoltaïques. En faisant augmenter l’efficacité des panneaux solaires au mètre carré, ils comptent produire autant — ou, dans l’idéal, même plus — d’énergie renouvelable avec le même nombre de panneaux et à ensoleillement égal. Il y a quelques mois, des chercheurs du National Renewable Energy Laboratory (NREL) américain ont ainsi annoncé avoir développé un panneau solaire bifacial à base de pérovskite dont l’efficacité atteindrait les 46 %. Ce n’est ni plus ni moins que le double de celle des panneaux photovoltaïques classiques à base de silicium.

Plus récemment, des chercheurs de l’université de Lehigh (États-Unis) ont présenté un matériau quantique qui, intégré à un panneau solaire, permettrait d’atteindre une efficacité un peu folle de plus de 60 %, les rendements actuels plafonnant autour de 20 %.

Une bâche blanche pour réfléchir la lumière du soleil

Toujours dans l’idée d’optimiser l’efficacité des panneaux solaires, d’autres explorent des voies plus directes. Des solutions plus simples. Comme l’installation de réflecteurs au sol. L’idée n’est pas nouvelle. Mais des études commencent maintenant à confirmer qu’elle en vaut la peine. Il y a quelques semaines, des chercheurs malaisiens montraient ainsi que l’installation de miroirs pour réfléchir la lumière du soleil vers les panneaux permettait de faire grimper le rendement de 2,8 % — celui de l’installation test ayant atteint la valeur de 25,5 % alors que l’installation témoin plafonnait à 22,7 %.

Aujourd’hui, ce sont des chercheurs de l’université d’Ottawa (Canada) qui apportent une nouvelle confirmation. Ils observent en effet que placer des réflecteurs blancs directement sous des panneaux solaires photovoltaïques — et non pas entre les rangées — permet d’augmenter la production d’énergie de 4,5 %. Partant toutefois de systèmes bifaciaux qui peuvent profiter de la réflexion de la lumière solaire au sol.

Des panneaux solaires plus efficaces sur la neige ou le sable

Dans la tête des chercheurs canadiens, réflecteur blanc rime surtout avec couverture neigeuse. Mais il est possible aussi d’imaginer couvrir les surfaces de peinture ou de bâches blanches. En supposant tout de même que lesdites surfaces soient déjà artificialisées et pour limiter ainsi les impacts sur la biodiversité. Le bénéfice, soulignent les chercheurs, pourrait aussi s’appliquer aux déserts de sable qui présentent également des sols clairs à l’albédo — comprenez, la part des rayonnements solaires renvoyée vers l’atmosphère — élevé.

Les chercheurs ajoutent que grâce à l’installation de réflecteurs blancs, les modèles donnent des gains allant jusqu’à 6 % du côté de Seattle (États-Unis) et de sa météo nuageuse et des gains jusqu’à 2,6 % dans l’aridité de Tucson (États-Unis). Le tout pour un coût qui reste intéressant. Les chercheurs malaisiens, eux aussi, notent que les rendements des systèmes panneaux solaires/réflecteurs peuvent varier d’une région à l’autre, en fonction des conditions climatiques et des saisons. Mais que les promesses en termes de coût/efficacité méritent que des travaux plus approfondis soient menés sur la question.

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Un peu plus d’un an après sa mise en service, le parc éolien offshore de Saint-Nazaire contribue-t-il réellement à réduire les émissions de CO2 du mix électrique français ? Sans surprise, la réponse est oui, mais le parc souffre tout de même de la comparaison avec d’autres moyens de production d’électricité bas-carbone.

Un an et demi après la mise en service du parc éolien de Saint-Nazaire, premier parc éolien en mer français, l’heure est au bilan. EDF Renouvelables, exploitant du parc, peut se rassurer : ces premiers chiffres sont plutôt prometteurs. Si la production initialement visée de 1,75 TWh par an n’a pas été atteinte, la première année de service aura tout de même permis de produire 1,5 TWh, et ce, malgré un arrêt complet de 3 semaines en décembre dernier. Dès 2024, EDF Renouvelables prévoit une augmentation de la production entre 1,6 TWh et 1,7 TWh, pour un facteur de charge approchant l’objectif initial de 40 %.

Du côté de l’impact carbone, une étude sur l’ensemble de son cycle de vie est venue confirmer, à 1 gramme près, le premier bilan projeté dès 2014. À l’époque, comme on pouvait le lire dans le dossier du maître d’ouvrage préalable aux premiers débats publics, le facteur d’émission du parc avait été estimé à 17,3 g CO2e/kWh pour une durée de vie de 24 ans. La note de synthèse récemment publiée par le bureau de conseil OUVERT, indique un bilan carbone de 794 628 tonnes de CO2 équivalent sur l’ensemble du cycle de vie du parc. Ramené à la production totale estimée du parc éolien, cela équivaut à un facteur d’émission de 18,3 g CO2e/kWh.

Un retour d’expérience précieux pour les parcs suivants

Avec ce facteur d’émission de 18,3 g CO2e/kWh, le parc de Saint-Nazaire devrait tout de même se positionner comme le parc éolien posé le plus émissif de France, devant celui de Saint-Brieuc (15,8 g CO2e/kWh) ou celui de Fécamp (13,3 g CO2e/kWh). Ces chiffres s’expliquent en partie par le caractère novateur du parc, première ferme éolienne offshore de France. Sans surprise, c’est la fabrication des matériaux qui représente la plus grande part des émissions de CO2. Celle-ci compte pour 61 % des émissions totales tandis que le transport des composants et leur installation sur le parc représentent 14 % des émissions. L’acier, qui représente 62 % du poids total des matériaux du parc, est responsable de la moitié des émissions totales de CO2.

Malgré un facteur d’émission moyen plus élevé que des éoliennes terrestres (14 g CO2e/kWh), les éoliennes offshore posées sont nettement moins émissives que les éoliennes flottantes. Premier parc flottant français, le projet Provence Grand Large affiche un facteur d’émission franchement supérieur aux autres projets en cours avec plus de 50 g CO2e/kWh contre 47 gCO2e/kWh pour EolMed et même 24,1 gCO2e/kWh pour EFGL.

Des émissions encore loin du nucléaire

Selon le gouvernement, le facteur d’émission du mix électrique français se situe, en 2018, à 57 gCO2e/kWh. Dans ce contexte, l’éolien offshore constitue une réelle solution pour réduire les émissions de CO2 associées à la production d’électricité en France. C’est encore plus frappant lorsque l’on compare ce chiffre au facteur d’émission du mix énergétique français qui s’élève à 72 g CO2e/kWh. Néanmoins, il est important de souligner que, quand on le compare exclusivement à des moyens de production d’énergie bas-carbone, le parc de Saint-Nazaire ne fait pas office de référence. Selon la base empreinte de l’Ademe, il est certes moins émetteur que le photovoltaïque (25,2 g CO2e/kWh), mais plus que l’éolien terrestre ou l’hydroélectricité, qui n’émet que 6 g CO2e/kWh.

Surtout, il fait pâle figure face au parc nucléaire français qui émet seulement 3,7 g CO2e/kWh, selon une étude réalisée par EDF, et approuvée par l’ADEME. Si ce chiffre de 3,7 g CO2e/kWh ne prend pas en compte le démantèlement des centrales nucléaires, le bilan carbone de l’éolien ne prend, lui, pas en compte les besoins en stockage plus importants que pour l’industrie nucléaire.

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Et si les mâts d’éoliennes servaient de data center ? C’est le paris qu’a pris une entreprise allemande pour proposer des centres de données peu émissifs. Si l’idée fait sens, cette solution pourra-t-telle répondre aux besoins gargantuesques de l’IA et du cloud computing ?

En matière d’énergies renouvelables, l’Allemagne sait surprendre et innover. Dernier exemple en date : ces centres de données directement installés dans des mâts d’éoliennes par l’exploitant Westfalen Wind et l’entreprise d’équipements électroniques Rittal. Cette idée permet de répondre à de nombreuses problématiques, en donnant un usage aux espaces normalement vides à l’intérieur des éoliennes, et en rapprochant un système particulièrement consommateur d’un point de production d’électricité.

Cette proximité directe entre ces deux équipements limite ainsi les besoins en infrastructure. Ainsi, cette solution entraînerait une baisse de coût. Mais également une baisse des émissions de CO2, car le data center, même s’il est raccordé à d’autres sources de production pour des questions de sécurité, pourrait fonctionner grâce à l’énergie de l’éolienne presque 90 % du temps. WindCores annonce un facteur d’émission de 10 gCO2e/kWh, là où le facteur d’émission du mix électrique allemand se situe à plus de 400 gCO2e/kWh en 2022.

Une puissance trop limitée pour être réellement intéressante ?

Cette solution pourrait répondre aux besoins précis de certaines entreprises, mais doit encore faire ses preuves sur le terrain. Si aucun chiffre n’a été fourni par l’entreprise en matière de puissance disponible, les éoliennes terrestres ont une puissance installée moyenne de 3 MW. En considérant un facteur de charge de 23,5 %, qui correspond à la moyenne de l’éolien terrestre en Europe entre 2018 et 2021, on obtient une puissance moyenne disponible de 0,71 MW par mât. Or, rien qu’en Île-de-France, en 2018, la puissance moyenne des data center était déjà de 5 MW. Depuis, la course au gigantisme n’a fait qu’accélérer, du fait des besoins grandissants liés à l’IA et au Cloud Computing. Toujours en Île-de-France, on compte déjà deux data center de 140 MW.

Néanmoins, l’idée de positionner des installations très gourmandes en énergie à proximité directe d’un site de production fait sens. C’est d’ailleurs ce que cherche à faire Amazon avec son nouveau data center d’une puissance colossale de 960 MW. Pour permettre son alimentation électrique, celui-ci sera construit sur le campus de Cumulus Data Assets, à proximité directe de la Susquehanna Steam Electric Station, une centrale nucléaire de 2,5 GW de puissance.

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Cette entreprise a mis au point une éolienne verticale avec un but bien précis : supprimer les générateurs diesel habituellement utilisés pour produire de l’électricité sur des sites isolés, aux conditions météorologiques difficiles. Capable de supporter des vents de plus de 200 km/h, l’éolienne pourrait participer, à sa manière, à la décarbonation dans certains cas très spécifiques.

Comment se débarrasser des générateurs fonctionnant au diesel, lorsque l’on souhaite avoir de l’électricité dans des zones reculées aux climats extrêmes ? On utilise généralement des panneaux photovoltaïques et de robustes éoliennes reliées à des batteries. En ce sens, la start-up islandaise IceWind a mis au point une éolienne qu’elle promet capable de résister aux conditions les plus extrêmes. Grâce à une conception unique, et l’usage de matériaux comme l’aluminium et la fibre de carbone, l’éolienne pourrait générer de l’électricité par des vents démarrant à 7,2 km/h et jusqu’à 210 km/h. Grâce à son axe vertical, elle produirait du courant peu importe la direction du vent. Pour réussir cette prouesse, elle dispose notamment de deux sortes de pales. Les pales intérieures, grâce à leur design spécifique, permettent un démarrage par très faible vent, mais également un freinage de l’éolienne quand le vent est trop violent.

Côté production, la puissance des différents modèles proposés varie de 100 à 600 W. Pour l’heure, l’entreprise se concentre principalement sur les tours de télécommunications en site isolé. Grâce à ce type d’éolienne, il serait ainsi possible de se débarrasser, sur ces sites reculés, des générateurs thermiques habituellement utilisés, et de toute la logistique qui y est associée. Jusqu’à maintenant, une vingtaine d’éoliennes de ce type ont été mises en service en Islande, et l’entreprise s’apprête à lancer une commercialisation à l’échelle internationale.

Difficile de concurrencer les panneaux photovoltaïques pour un usage domestique

Pour autant, difficile de considérer cette éolienne comme une solution de choix pour un usage domestique. La startup a bien lancé, en 2020, un modèle destiné aux habitations et l’a commercialisée aux États-Unis. Mais celui-ci ne semble plus être disponible. Cela n’est pas très surprenant quand on sait que le tarif d’entrée de l’éolienne était de 3 200 $ pour une puissance maximale de 600 W. Dans ces conditions, difficile de privilégier l’éolien au photovoltaïque. Plus productives, les installations solaires sont également beaucoup moins chères, et leur tarif continue de baisser. À titre d’exemple, l’entreprise Dualsun a récemment lancé un kit solaire prêt à brancher au tarif de 680 euros pour une puissance crête de 420 Wc. Celui-ci permet également d’avoir un système de production d’énergie renouvelable, pour seulement 30 % du prix (ramené à la même puissance).

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À l’occasion du sommet dédié à la réindustrialisation Choose France, l’entreprise Carbon a annoncé la construction d’une usine pilote de production de modules photovoltaïques, avant l’ouverture de son usine géante à Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône).

Le marché européen du photovoltaïque va mal. Face à la concurrence des panneaux chinois vendus à bas prix, les usines européennes ferment les unes après les autres. Pour tenter d’inverser la tendance et de préserver une certaine souveraineté industrielle dans la filière, la contre-attaque s’organise. Le Parlement européen a ainsi adopté une loi pour une industrie « zéro net » en avril dernier. Ce texte a pour vocation de soutenir les technologies nécessaires à la transition énergétique et favoriser les produits fabriqués en Europe dans le cadre des procédures d’achat public.

Un projet d’usine pilote pour fabriquer 1 million de panneaux solaires par an

En France, le président de la République organise chaque année depuis 2018 le sommet Choose France qui vise à inciter les entreprises étrangères à investir sur le territoire. Cette année, ce sommet a été l’occasion pour l’entreprise française Carbon d’annoncer l’implantation d’une usine de production de modules photovoltaïques avec une mise en service prévue à l’automne 2025. Il s’agit d’une unité de production pilote, qui précédera l’ouverture de la gigafactory de panneaux solaires prévue à Fos-sur-Mer fin 2026.

Appelé Carbone one, le projet d’usine pilote a pour objectif de produire plus d’un million de panneaux solaires par an, soit une capacité de production de 500 mégawatts-crête (MWc). Selon l’entreprise, le site devrait permettre de créer 200 emplois directs et durables. Aucun lieu n’a cependant été dévoilé à ce stade. Il paraît toutefois probable que Carbon choisisse de s’implanter non loin de sa future usine géante de Fos-sur-Mer.

Un test grandeur nature avant l’ouverture de la gigafactory en 2026

Carbone one permettra de tester les procédés de production et constituera donc un accélérateur pour le projet de gigafactory qui viendra ensuite. Cette méga usine, dont le permis de construire vient d’être déposé, ambitionne d’atteindre une capacité de production de 5 GWc/an, ce qui correspond à plus de 10 millions de panneaux photovoltaïques chaque année. Elle sera en mesure de fabriquer les modules photovoltaïques dans leur totalité. À terme, ce sont 3 000 emplois directs et 9 000 emplois indirects qui seront créés.

Après le projet avorté de méga usine en Moselle par Rec Solar, l’annonce de l’usine pilote de Carbon est une bonne nouvelle pour la filière du photovoltaïque et permet de confirmer l’avancée du projet de gigafactory de Fos-sur-Mer. À noter qu’un autre projet de giga usine de fabrication de panneaux solaires est en cours dans la région Grand Est et vient même d’obtenir une subvention de 3 millions d’euros.

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Alors que le démarrage de l’EPR de Flamanville est prévu dans quelques semaines, comment la réaction nucléaire est-elle initiée pour la toute première fois dans un réacteur neuf ? Loin du simple appui sur un bouton, l’opération met en jeu des matériaux très spécifiques qui constituent tout un pan de la technologie nucléaire.

L’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) vient de transmettre le 7 mai 2024 son autorisation pour la mise en service du réacteur EPR de Flamanville. Cette autorisation va permettre de procéder aux multiples opérations nécessaires au démarrage du réacteur : chargement du combustible nucléaire dans le réacteur, réalisation des essais de démarrage, et enfin exploitation commerciale du réacteur.

EDF va donc enfin pouvoir dérouler son calendrier, 17 ans après le premier coup de pioche. Ce dernier prévoit que le réacteur démarre au cours de l’été 2024. Sa puissance sera ensuite progressivement augmentée, jusqu’à atteindre 100 % de sa puissance nominale d’ici la fin de l’année. Mais comment les ingénieurs initient la toute première réaction nucléaire afin « d’allumer » un réacteur flambant neuf ?

Les neutrons, fondamentaux dans le démarrage de la réaction en chaîne

Lorsque l’on démarre sa voiture, on tourne une clé, ou sur les modèles plus récents, on appuie sur un bouton, et le moteur démarre. Toutefois, les choses sont plus complexes mécaniquement. Prenons le cas d’un moteur diesel. Pour ce dernier, il est nécessaire d’utiliser un démarreur pour lancer le moteur, et permettre, à l’aide d’une bougie de préchauffage, de produire la première flamme. Le moteur est alors amorcé, et le cycle de combustion est ensuite auto-entretenu. Comment produire l’équivalent de cette première flamme pour l’EPR de Flamanville, et plus généralement pour un réacteur nucléaire ?

Rappelons le fonctionnement de base d’un réacteur nucléaire : il repose sur la réaction en chaîne de fission nucléaire. Dans le cas d’un réacteur à eau pressurisée (REP) comme ceux du parc français, un neutron réagit avec un noyau d’atome d’uranium-235. Cette réaction va produire une grande quantité d’énergie, des noyaux d’atomes plus légers (les produits de fission), ainsi que plusieurs neutrons. Le nombre de neutrons est variable à chaque fission, il est approximativement égal à 2,5 neutrons en moyenne. Ces derniers pourront réagir à leur tour avec d’autres noyaux d’uranium-235, produisant toujours plus de neutrons, et donc toujours plus de fissions, et ainsi de suite, conduisant à une croissance exponentielle du nombre de fissions. D’où le nom, bien sûr, de réaction en chaîne.

Cette croissance de la « population de neutrons » se traduit par une croissance tout aussi exponentielle de la quantité de chaleur générée, et donc in fine de la puissance du réacteur. Par l’action de nombreux facteurs (température des composants du cœur, absorption des neutrons par les absorbants neutroniques dissous dans le caloporteur et ceux contenus dans les grappes de contrôle), la population de neutrons est régulée. Cela se traduit par la stabilisation du nombre de fissions, et donc de la puissance, au niveau souhaité.

Dans ce schéma, nous n’avons pas évoqué un point, pourtant essentiel : d’où vient le premier neutron ? Comment produire « la première flamme », pour reprendre l’analogie précédente avec un moteur automobile ?

Les sources de neutrons entrent en jeu

Il faut en effet un premier neutron pour produire la première fission qui va initier la réaction en chaîne. Pour ce faire, on utilise ce qu’on appelle une « source de neutrons ». Il s’agit d’un matériau radioactif, qui, au cours de sa désintégration, va produire un neutron, éjecté avec une grande énergie, c’est-à-dire une grande vitesse. Ce neutron pourra ensuite réagir avec un atome d’uranium-235 voisin, et amorcer la réaction de fission.

Dans la pratique, il est préférable d’avoir une source de neutron très radioactive, de sorte qu’elle génère dès le début un très grand nombre de neutrons. Cela permet au réacteur de démarrer plus rapidement. Dans le cas contraire, en effet, en dépit du fait que la réaction progresse selon un rythme exponentiel, il faudrait attendre une très longue durée pour que la population de neutrons soit suffisante pour produire des puissances sensibles à nos échelles.

Ainsi, on utilise par exemple une source de californium-252. Cet élément synthétique, qui n’existe plus à l’état naturel sur Terre, a une période radioactive courte de 2,6 ans, et il produit une très grande quantité de neutrons. D’après une publication de Martin et al., une source de la taille du petit doigt, et contenant 50 mg de californium, produit jusqu’à cent milliards de neutrons chaque seconde. Point important, l’énergie de ces neutrons, à savoir en moyenne 2,1 mégaélectronvolts (MeV), est tout à fait compatible avec celle des neutrons dans les réacteurs nucléaires. Elle est donc tout à fait propice pour réagir avec l’uranium-235 et produire la fission nucléaire.

Le processus de démarrage du réacteur

Avant le démarrage, les grappes de contrôle sont abaissées dans les assemblages de combustible, qui constituent le cœur du réacteur. Elles contiennent un absorbant neutronique qui empêche la réaction en chaîne de s’amorcer, en dépit de la présence des sources primaires dans le cœur. La situation est donc stable et la puissance est nulle. Au moment du démarrage, les grappes sont relevées pour permettre aux neutrons émis par le californium de réagir avec l’uranium-235. La hauteur des grappes, le nombre de grappes actionnées, ainsi que la concentration d’absorbant neutronique dilué dans l’eau sont précisément calculés pour contrôler la montée en puissance, et le niveau de puissance souhaité. Ainsi, peu à peu, la puissance va s’élever dans le réacteur. Il atteindra la pleine puissance après une longue période de test permettant de vérifier, à chaque niveau de puissance, le bon fonctionnement de l’installation.

Les sources ont été livrées à Flamanville en début d’année

Les source de californium sont intégrées dans des grappes dites « primaires », dont la géométrie est similaire à celle des grappes de contrôle du réacteur. Ces grappes sont constituées d’un ensemble de tubes allongés, destinés à se déplacer dans des canaux dédiés situés dans les assemblages de combustible. Pour l’EPR de Flamanville, les sources de californium ont été livrées et montées début février. Et ce sont des opérations bien sûr éminemment délicates, du fait de leur très forte radioactivité.

Outre l’amorçage du réacteur, les sources primaires serviront également à tester et calibrer les moyens de mesure de la population de neutrons dans le cœur, des appareils complexes, indispensables au pilotage du réacteur. Après un cycle de fonctionnement, elles seront retirées du cœur. Le relais sera ensuite assuré par des sources dites « secondaires », constituées d’antimoine et de béryllium. Ces dernières ne sont pas radioactives, mais, après un cycle de fonctionnement, elles seront activées et généreront à leur tour un grand nombre de neutrons. Les sources secondaires seront à leur tour retirées après plusieurs cycles. Le cœur sera en effet alors devenu assez radioactif pour générer par lui-même ses propres neutrons, nécessaires au démarrage des fissions à l’issue des arrêts du réacteur.

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Que va devenir l’hydrolienne D10 de 1 MW, qui, depuis le Fromveur, alimente quotidiennement en électricité l’île d’Ouessant ? Pour l’heure, le dossier peine à avancer et sa vente est loin d’être actée.

Souvenez-vous, il y a quelques mois, la société Sabella, spécialisée dans l’hydrolien, était placée en liquidation judiciaire, seulement 3 mois après avoir été mise en redressement judiciaire. Si le personnel et les brevets avaient bien été repris par le français Entech, l’avenir du démonstrateur dénommé D10, en service au large d’Ouessant, restait en suspens. Quelques mois plus tard, l’hydrolienne a bien été mise en vente par l’État et la Région, mais la situation peine à avancer. Pourtant, l’hydrolienne fonctionne parfaitement et fournit même la moitié de l’électricité nécessaire à l’île d’Ouessant.

Un groupe américain spécialiste de l’hydrolien envisagerait de racheter l’hydrolienne, mais surtout pour avoir accès à son site d’expérimentation, ses autorisations de fonctionnement et son câble de raccordement. Cet ensemble lui permettrait de pouvoir tester d’autres machines sur place. Selon le maire d’Ouessant, rien ne se concrétise à cause des nombreux obstacles juridiques et financiers qui viennent entraver la potentielle vente.

Un entretien coûteux

Même si l’hydrolienne fonctionne correctement, sa prise en main, son entretien et sa maintenance représentent des enjeux techniques et financiers importants. La société Entech, où travaillent désormais les anciens salariés de Sabella, se disent prêt à mettre en place un accompagnement technique pour le futur repreneur. Néanmoins, chaque opération pourrait coûter cher. Déjà, en avril 2022, la mise à l’eau de l’hydrolienne avait coûté la bagatelle de 250 000 euros. Sachant que sa mise en service avait été prévue pour 5 ans, une nouvelle opération de maintenance pourrait être nécessaire dans trois ans.

Du côté d’Ouessant, on espère vivement que l’hydrolienne soit rachetée pour permettre à l’île de continuer à verdir son mix énergétique. Mais en cas d’absence de repreneur, l’hydrolienne pourrait être sortie de l’eau et mise en cale sèche pour un montant avoisinant le million d’euros. Espérons tout de même qu’un terrain d’entente soit trouvé, pour éviter que la D10 ne soit mise hors-jeu pour des questions juridiques.

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Utiliser une IA est devenu aujourd’hui aussi simple qu’utiliser un moteur de recherche. Mais cette facilité cache une réalité énergétique bien plus complexe. Car les modèles qui tournent derrière chaque requête sont particulièrement énergivores. Devant la croissance colossale de ses besoins, Microsoft envisage un projet tout aussi colossal.

L’IA s’introduit peu à peu dans nos vies, aussi bien pour réaliser des recherches générales, que pour automatiser des tâches répétitives, que ce soit du texte ou du développement informatique, ou pour générer des images, voire des films ou encore de la musique.

Dans ce contexte, Microsoft ne pouvait rater ce virage technologique. Le géant américain a en effet misé gros sur l’IA. La société s’appuie notamment sur la société OpenAI et son modèle phare : le générateur de texte ChatGPT, et le générateur d’image DALL-E. Et les montants sont colossaux : en 2019, Microsoft investit 1 milliards de dollars dans OpenAI, suivis en février 2023 par un investissement supplémentaire de 10 milliards de dollars. Un investissement vraisemblablement rentable, puisque la société est aujourd’hui valorisée à hauteur de 80 milliards de dollars.

Quelles sont les besoins énergétique de l’IA ?

Face à ces milliards de dollars, revenons à nos sujets de prédilection et posons la question en ces termes : combien de milliards de watts-heures consomme l’IA ? Posons la question directement à ChatGPT :

Capture d’écran de la conversation avec ChatGPT / Image : OpenAI, RE

L’IA ne nous aura donc pas été d’une grande aide en l’occurrence. Mais creusons. D’après un article de Luccioni et collègues, publié en 2022 sur la plateforme Arxiv, l’entraînement de BLOOM, un modèle contenant 176 milliards de paramètres, représente plus d’un million d’heures de calcul, une dépense énergétique de l’ordre de 500 MWh et des émissions de CO₂ de l’ordre de 50 tonnes. Le modèle GTP-3 de ChatGPT comprend 175 milliards de paramètres, et l’on peut supposer que son entraînement a conduit à consommer une quantité similaire d’énergie. L’entraînement d’un modèle de ce type, appelé LLM pour Large language model (en français : Grand modèle de language), consomme donc l’équivalent de ce que consomment chaque année environ 100 foyers en France.

Qu’en est-il de l’utilisation du modèle, une fois ce dernier entraîné ? L’Agence internationale de l’énergie (IEA) fournit pour sa part quelques estimations dans son analyse 2024 du secteur électrique. Elle indique notamment (p 34) : « En comparant la demande moyenne d’électricité d’une recherche Google (0,3 Wh d’électricité) au ChatGPT d’OpenAI (2,9 Wh par requête), et en considérant 9 milliards de recherches quotidiennes, cela nécessiterait près de 10 TWh d’électricité supplémentaire en un an. ».

D’après l’IEA, donc, une requête utilisant l’IA consomme dix fois plus d’énergie qu’une requête de moteur de recherche classique. En faisant l’hypothèse d’une requête par personne et par jour, l’agence estime donc les besoins à 10 TWh/an. C’est un peu moins que ce que peut produire un réacteur nucléaire de type EPR, à savoir environ 12 TWh/an. Pour fixer les ordres de grandeur, la production d’électricité en France en 2020 est de l’ordre de 500 TWh. La consommation de l’IA est donc significative, et il est possible que le besoin s’avère à l’avenir nettement plus grand que celui estimé par l’IEA.

Un investissement conséquent dans le renouvelable

Microsoft s’est engagé à ce que ses besoins énergétiques soient assurés à 100% par des moyens renouvelables d’ici 2030. La prise en compte de la consommation d’énergie de l’IA, et de l’explosion potentielle de son marché et de son utilisation conduit donc à prévoir des moyens de production d’énergie à la hauteur.

Par le biais d’un projet signé avec Brookfield Asset Management, Microsoft prévoit ainsi de développer au moins 10,5 GW de capacité renouvelable, pour ses besoins propres. Ces capacités seront réparties sur la plupart des continents : États-Unis, Europe, Amérique latine, Asie et Pacifique. L’investissement serait compris entre 11,5 et 17 milliards de dollars sur la durée du programme. Nous pouvons souhaiter qu’au-delà de la taille des moyens de production, une optimisation des outils conduise par ailleurs à une réduction de leur consommation d’énergie. Vers « l’IA sobre », en quelque sorte.

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Depuis de nombreux mois maintenant, la Chine inonde le marché mondial de ses panneaux solaires à bas prix. Pour se défaire de ce monopole, certains pays mettent en place des stratégies de protection. Et notamment une liste de modèles et de fabricants approuvés, pour l’Inde.

Aux États-Unis, seuls les composants de panneaux solaires produits sur le territoire national « selon des critères bien définis » — sans recours au travail forcé, par exemple — peuvent désormais prétendre à des subventions. Une manière à peine déguisée de faire barrage au photovoltaïque chinois.

L’Europe, elle, n’a pas encore trouvé sa parade. Et les panneaux solaires chinois envahissent notre marché à des prix défiant toute concurrence. Probablement grâce à des subventions massives accordées par Pékin. Ce que les économistes qualifient de dumping. Résultat, plusieurs fabricants européens se trouvent en difficulté. Norwegian Crystals a déposé le bilan il y a plusieurs mois déjà. L’usine française Systovi a aussi cessé ses activités. En Allemagne, le fabricant suisse de modules solaires Meyer Burger a annoncé quelque 500 licenciements. Et Solarwatt prévoit d’arrêter sa production sur son site de Dresde au mois d’août prochain.

Une liste de modèles et de fabricants de panneaux solaires pour l’Inde

L’Inde connait les mêmes difficultés. Mais le pays vient de mettre en place une stratégie qui pourrait lui permettre de se défaire du monopole chinois. Le ministère indien des énergies nouvelles et renouvelables (MNRE) a en effet établi une « liste de modèles et de fabricants approuvés » (ALMM). Et les porteurs de projets qui souhaitent obtenir le soutien du gouvernement doivent, depuis le 1^er avril dernier, impérativement en passer par des modèles et fabricants de cette liste qui s’avèrent tous être Indiens. De quoi, selon les professionnels, tout à la fois « élargir le marché pour les fabricants indiens — qui jusqu’ici privilégiait l’export — et les protéger de la concurrence avec leurs homologues chinois ».

Une production indienne de panneaux solaires suffisante pour le marché national

Précisons que l’idée ne date pas d’aujourd’hui. Mais l’ALMM était suspendue depuis mars 2023. Les autorités craignaient que l’offre de modules fabriqués en Inde soit insuffisante pour répondre à la demande nationale. L’année dernière, finalement, l’Inde a atteint une capacité de fabrication annuelle de plus de 40 gigawatts (GW) — pour les fabricants de l’ALMM. Et 30 GW supplémentaires sont déjà dans les tuyaux. Bien plus que la demande annuelle de panneaux solaires dans le pays. De quoi même laisser encore aux fabricants indiens, des opportunités d’exportations.

En favorisant la production locale de systèmes photovoltaïques, l’Inde espère aussi réussir peu à peu à s’émanciper de sa dépendance à la Chine pour la fourniture de composants tels que le verre ou les cadres de panneaux solaires. Et éviter ainsi que les prix des modules augmentent.

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Rien ne va plus pour l’industrie photovoltaïque européenne. Face à une concurrence chinoise toujours plus forte, les entreprises semblent tomber une à une, en particulier en France. Dernière liquidation en date : Recom-Sillia, une entreprise de production située à Lannion, en Bretagne. 

Décidément, le secteur français du photovoltaïque va mal. Après la liquidation judiciaire de l’entreprise nantaise Systovi, c’est au tour de Recom-Sillia de mettre la clé sous la porte. Quelques mois après son placement en redressement judiciaire, l’entreprise n’a pas réussi à relever la tête, et les 30 salariés de l’usine de Lannion viennent d’être licenciés. Les difficultés de l’entreprise, créée en 2007 remontent déjà à plusieurs années. Dès 2017, l’entreprise fait face à des difficultés financières, entraînant son rachat par l’italien Recom. En 2019 pourtant, près de 30 millions d’euros avaient été investis pour améliorer les process de fabrication. L’objectif était d’atteindre une cadence de 15 000 panneaux photovoltaïque par semaine. Malheureusement, la crise du COVID-19 et l’arrivée massive de la concurrence chinoise ont finalement eu raison des efforts de l’entreprise.

Les gigafactories, seule solution pour combattre la domination chinoise ?

Il ne reste, désormais, plus qu’un fabricant de panneaux solaires sur le sol français. Lors d’une commission, le député Renaissance Eric Bothorel a demandé à Bruno le Maire ce qu’il manquait à la France pour pouvoir peser dans un secteur qui apparaît pourtant extrêmement porteur. Celui-ci a répondu, en substance, que la réponse à la concurrence chinoise se trouvait dans les gigafactories. Selon le ministre, ces usines géantes permettraient de fabriquer des panneaux avec un meilleur standard, grâce à des technologies réutilisables, pour atteindre des performances énergétiques plus fortes.

Deux usines géantes de production de panneaux solaires sont actuellement en projet en France. La première devrait être construite à Fos-sur-Mer pour une mise en service en 2025. À terme, elle devrait produire 5 GW de cellules, et 3,5 GW de modules solaires. Une deuxième usine devrait voir le jour à Hambach, en Moselle. Celle-ci devrait permettre la production annuelle de 10 millions de panneaux à l’horizon 2027.

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Pour décarboner son mix énergétique, l’Allemagne compte beaucoup sur le développement de réseaux de chaleur avec un atout secret : la multiplication des réseaux alimentés par des centrales solaires. Une solution qui commence déjà à porter ses fruits.

L’avenir des réseaux de chaleur urbains (RCU) pourrait bien se dessiner par le biais de l’énergie solaire. En Allemagne en tout cas, les installations de réseaux de chaleur équipés de centrales solaires se multiplient à vitesse grand V avec pour principal objectif de réduire l’impact environnemental du chauffage. À l’heure actuelle, on compte déjà 55 installations en service pour une puissance totale de 112 MW. 9 autres installations sont en construction tandis que 70 réseaux sont actuellement en projet pour une puissance cumulée de 277 MW.

L’Allemagne compte sur le solaire pour décarboner ses réseaux de chaleur

Si ce type d’installation a le vent en poupe, c’est tout simplement parce que l’Allemagne veut à tout prix améliorer le mix énergétique de ses réseaux de chaleur. En 2016, la part des énergies renouvelables ne comptait, en effet, que pour 13 % de la consommation d’énergie, et la chaleur fatale n’en représentait que 7 %. Le mix énergétique était alors dominé par le gaz avec 41 %, suivi de la houille avec 21 %.

Désormais, la part cumulée des énergies renouvelables et de la chaleur fatale représente 30 % du mix, et l’Allemagne espère atteindre les 50 % d’ici 2030. Pour rendre cet objectif atteignable, un cadre législatif favorable a été mis en place. Une loi sur la planification locale fixe notamment des objectifs nationaux pour décarboner les réseaux de chaleur. À partir du 1ᵉʳ janvier 2024, chaque nouveau réseau de chaleur doit compter au moins 65 % d’énergie renouvelable.

Malgré cette dynamique positive, certains obstacles restent à surmonter. D’abord, il peut être difficile de trouver des sites propices à l’installation d’une centrale solaire thermique à proximité des zones de besoins de chaleur. Le second obstacle concerne la sécurisation des approvisionnements en chaleur et la gestion de l’intermittence liée à l’énergie solaire.

Pour cela, des systèmes de stockage saisonniers doivent être mis en œuvre, mais ce type d’installation nécessite encore du travail en recherche et développement, en particulier pour les grandes installations. Enfin, de nombreux réseaux de chaleur urbains fonctionnent encore à des températures élevées (plus de 100 °C), alors que les réseaux actuels, compatibles avec les énergies renouvelables, fonctionnent généralement à des températures comprises entre 60 et 90 °C. Abaisser la température de ces réseaux est un processus long et coûteux.

La France à la traîne ?

En comparaison, le réseau français fait pâle figure avec seulement 898 réseaux recensés pour 6 500 km et 18,6 TWh annuels en 2021. Les réseaux de chaleur solaires sont particulièrement rares. On peut tout de même citer celui de Narbonne, d’une puissance de 2,7 MWth pour 3 200 m² de panneaux, ou celui de Pons avec 1,4 MWth pour 1 800 m² de panneaux solaires thermiques.

Malgré le faible nombre de RCU en France, ces derniers ont tout de même un avantage de taille : grâce à la mise en place du Fonds Chaleur en 2009, la part des énergies renouvelables dans le mix global est passée de 25 % en 2005 à 56 % en 2017. Aujourd’hui, les énergies renouvelables atteignent même 58 %. La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte a fixé pour objectif une multiplication par cinq de la quantité de chaleur, de froid et de chaleur fatale renouvelables fournis par les réseaux de chaleur, soit un objectif de 39,5 TWh.

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