Le dernier classement de l’application Hellowatt place le français Dualsun en tête des marques de panneaux solaires installées en France. Il est suivi de près par le chinois Trina Solar et l’américain SunPower.

Hellowatt, une application utilisée par 40 000 producteurs d’énergie photovoltaïque, classe les marques de panneaux solaires les plus installées. Parmi les clients, 33 000 ont partagé la marque de leurs panneaux solaires, permettant de dresser un classement des fabricants les plus installés en 2024. Ce classement montre la prépondérance de trois acteurs : DualSun, Trina Solar, et SunPower, qui occupent respectivement 19,3 %, 13,5 %, et 12,7 % des parts du marché domestique.

DualSun : une marque française leader

Le français DualSun s’impose avec une forte stratégie de proximité. Les panneaux hybrides DualSun, qui associent photovoltaïque et thermique, intègrent des composants fabriqués en France, mais leur assemblage est réparti entre la France et la Chine. En revanche, les panneaux photovoltaïques standard de DualSun sont entièrement produits en Chine depuis 2018.

En deuxième position, Trina Solar, fabricant chinois, séduit grâce à un rapport qualité-prix imbattable. Ses modules attirent les consommateurs recherchant des coûts réduits, quitte à faire des compromis sur les services annexes. À la troisième place, SunPower, société d’origine américaine et basée à Singapour et fabriquant ses panneaux en Chine et Asie du Sud-Est, s’appuie sur sa réputation en matière de performance et d’innovation technologique.

Une présence notable de marques françaises

Fait marquant, 34 % des marques citées dans ce classement sont françaises, bien que la production de panneaux solaires reste majoritairement asiatique. Cette dynamique locale pourrait s’intensifier avec des projets européens, comme l’inauguration prévue en 2026 de la giga-usine Carbon à Fos-sur-Mer, qui vise une production annuelle de 20 GW. Ces initiatives ambitionnent de réduire l’empreinte carbone des panneaux en rapatriant des étapes-clés de la fabrication en Europe. Et aussi de la réduction de l’empreinte carbone : actuellement, un panneau français affiche une empreinte à 25,2 g de dioxyde de carbone par kilowattheure (gCO₂/kWh) contre 43,9 gCO₂/kWh pour ceux fabriqués en Chine.

Une concurrence asiatique dominante

Sur le plan mondial, les fabricants asiatiques continuent de dominer les volumes de production, mais leur présence reste limitée en France. Dans le classement français, seuls trois fabricants chinois se hissent parmi les dix premières marques.

Cependant, cette concurrence féroce a eu des conséquences pour les industriels locaux, avec la faillite de deux usines françaises en 2024, Systovi et RECOM-Sillia. Ces fermetures rappellent l’importance de soutenir l’industrie européenne pour éviter une dépendance extrême aux importations asiatiques.

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La startup Callendar a croisé les températures observées ces dernières années et la production électrique pour déterminer la thermosensibilité du réseau. Pour chaque degré en moins, c’est l’équivalent d’une centrale nucléaire comme Saint-Laurent qu’il faut démarrer.

Avec l’arrivée de l’hiver, les yeux se tournent vers les prévisions météo et pour cause : la température joue un rôle déterminant dans la consommation électrique française. Un simple degré en moins peut représenter une hausse significative de la demande en électricité, notamment à cause du chauffage. Mais jusqu’à quel point ? L’analyse de la startup Callendar a cherché la relation entre thermosensibilité et les enjeux pour le réseau électrique, à savoir combien de mégawatts supplémentaires doivent être ajoutés sur le réseau pour chaque degré en moins.

En France, cette relation est particulièrement forte en raison de la part importante de chauffages électriques dans le mix énergétique résidentiel. Pour chaque degré perdu en hiver, la demande électrique augmente en moyenne de 1 900 MW, soit l’équivalent de la puissance d’une centrale nucléaire de taille moyenne. La relation est approximativement linéaire pour les températures inférieures à 15 °C, c’est-à-dire que le -1 degrés entraîne +1 900 MW pour chaque degré perdu en dessous de 15 °C. C’est le double pour la consommation de gaz. Cependant, ce modèle cache des subtilités.

Quels facteurs modifient la thermosensibilité ?

L’analyse de Callendar met en lumière plusieurs facteurs influençant la thermosensibilité :

➡️ Jour de la semaine : la consommation est généralement plus élevée en semaine qu’en week-end à température équivalente. En semaine, un degré de moins entraîne une hausse de 1 890 MW, contre 1 830 MW durant les week-ends.

➡️ Fêtes de fin d’année : Noël et le jour de l’An provoquent des anomalies dans le modèle. Ces jours fériés voient une consommation inhabituellement basse, plus proche de celle d’un week-end.

➡️ Régionalisation : Un degré de moins n’a pas le même impact partout. Par exemple, un refroidissement en Île-de-France, région densément peuplée et dépendante des chauffages électriques, pèse davantage qu’en Corse.

Le chauffage en cause, mais pas seulement

Depuis 2012, la thermosensibilité semble relativement stable, oscillant entre 1 550 MW par degré (MW/°C) pour les hivers les moins marqués et 2 020 MW/°C pour les plus rigoureux. Cependant, une question persiste après l’analyse de la startup : pourquoi cette estimation de 1 900 MW/°C est-elle inférieure à celle de RTE (2 400 MW/°C) ?

La durée d’ensoleillement ou le calendrier des vacances scolaires peuvent également affecter la consommation, il faut donc les séparer des jours habituels de pleine semaine. Ensuite, la relation n’est peut-être pas exactement linéaire où la puissance est proportionnelle à la température à une constante près. Le coefficient de corrélation est de 0,86 pour les jours de la semaine (r²=1 est la corrélation parfaite). D’après le cabinet de conseil Carbone4, seule la moitié de la thermosensibilité vient du chauffage domestique, l’autre est issue du secteur tertiaire et des usines.

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Le projet de reprise de Photowatt, un des derniers fabricants français de panneaux photovoltaïques, par la start-up Carbon a officiellement été abandonné ce jeudi 28 novembre. Cette décision symbolise les défis auxquels fait face l’industrie photovoltaïque française dans un contexte de concurrence chinoise exacerbée.

Initialement perçue comme une opportunité de relancer la filière photovoltaïque française, la reprise de Photowatt par Carbon n’a finalement pas abouti. Dans une déclaration commune, Carbon et EDF Renouvelables (qui possède Photowatt) ont indiqué que « les conditions nécessaires à la réussite de ce projet n’étaient pas réunies ». Nicolas Chandelier, directeur général de Carbon, a exprimé son regret tout en soulignant que l’entreprise avait « bâti un projet cohérent et solide ».

Le plan prévoyait un investissement de 40 millions d’euros et la transformation de Photowatt en un site pilote, destiné à tester les futurs procédés de fabrication de la giga-usine de Carbon à Fos-sur-Mer. Ce projet devait également préserver 170 emplois pendant deux ans et en créer 30 de plus d’ici 2026. Pourtant, ce scénario n’a pas convaincu.

Un problème d’aménagement et du scepticisme

il s’agit dans les faits d’un problème d’ordre technique. « C’est lié à l’aménagement du bâtiment. Cela retarderait le projet de Carbon de quelques mois », glisse un connaisseur du dossier à La Tribune.

Il y a aussi eu le scepticisme des salariés et des syndicats de Photowatt. Dès l’annonce du projet en septembre, les représentants du personnel ont pointé du doigt un manque de garanties. Barbara Bazer-Bachi, secrétaire CFE-CGC, avait qualifié les hypothèses de reprise de « farfelues », évoquant des prévisions irréalistes sur la hausse des ventes dans un marché pourtant en pleine crise. Elle ajoutait que « les garanties offertes par Carbon étaient insuffisantes par rapport aux risques encourus ».

Cédric Thuderoz, coordonnateur régional CGT Énergie, a également souligné l’impossibilité de réunir les conditions nécessaires au succès du projet, tant sur le plan économique que social. De leur côté, plusieurs salariés estimaient que la reprise ressemblait davantage à un « plan social maquillé » qu’à une véritable relance industrielle​.

Photowatt, victime d’une industrie sous pression

Cette décision s’inscrit dans un contexte où l’industrie européenne du photovoltaïque peine à rivaliser avec la concurrence asiatique, la Chine détenant 80 % du marché mondial. Le marché européen est affaibli par la mise en place de barrières commerciales aux États-Unis, avec des panneaux solaires refoulés outre Atlantique et qui innondent le Vieux Continent.

Créée en 1979, Photowatt a vu son apogée dans les années 2000 avant d’être rachetée en 2012 par EDF Renouvelables. Malgré plusieurs plans de restructuration, l’entreprise basée à Bourgoin-Jallieu (Isère) affiche des pertes chroniques : 36 millions d’euros de déficit pour 14 millions de chiffre d’affaires en 2023. Elle avait récemment réduit ses activités pour se concentrer sur la production de wafers de silicium.

Son avenir reste suspendu aux décisions d’EDF Renouvelables. L’énergéticien a affirmé qu’il continuerait à chercher une solution pour la filiale, sans exclure de fermer définitivement l’usine si aucun repreneur crédible ne se manifestait. Une perspective qui inquiète les 170 salariés et pourrait marquer la fin d’un des derniers bastions français de la production de panneaux photovoltaïques​.

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À Lille, le bâtiment Wave est le premier à tester l’alimentation en courant continu (DC) pour ses bureaux. La production photovoltaïque sur son toit est en DC, les ordinateurs et autres appareils du bureau sont aussi en DC, alors l’entreprise Vinci a décidé qu’elle ne convertirait plus le courant en alternatif (AC) entre la production et l’utilisation finale, pour éviter les pertes énergétiques et réduire la quantité de cuivre utilisée.

En cette matinée du 28 novembre, le soleil brille sur les panneaux solaires du bâtiment Wave à Lille. Ils alimentent le troisième étage entier, occupés par les bureaux de Vinci Énergies. À cet endroit, l’équipe d’Emmanuel Dunat, directeur général, travaille au prototypage taille réelle du premier bâtiment à courant continu en France. « Nous nous sommes dits : utilisons notre bâtiment comme un laboratoire en devenant nous-mêmes utilisateurs et concevons un bâtiment performant. » Parce que dans le premier bâtiment à courant continu, l’énergie est comptée. Précisément, treize panneaux solaires totalisant 5 kilowatts crête (kWc) et une batterie de 12 kilowattheures (kWh) ont la charge de le rendre le plus autonome possible.

Les premiers résultats sont encourageants : depuis le début de l’année 2024, Wave a dû recourir au réseau national pour seulement 25 % de son énergie, le reste étant autoconsommé. Pas question donc d’installer des interrupteurs, il n’y a que des détecteurs de mouvement. Pas non plus de climatisation, seulement des stores adaptatifs à la luminosité. Telle est la quête de ce passage de l’alternatif au continu : l’efficacité et la sobriété. « Le bâtiment consomme, électricité et chauffage compris, 60 kWh par mètre carré » se réjouit Emmanuel Dunat, quant la moyenne nationale dans le secteur tertiaire est trois à quatre fois plus élevée, selon l’ADEME.

L’entrée du bâtiment / Image : Vinci.

Une économie à toutes les échelles

« On sentait le courant continu monter » mime-t-il. Ce n’est pas nouveau : à la fin du XIX^e siècle, Nikola Tesla avait gagné la guerre du courant en imposant l’alternatif, contre Thomas Edison favorable au courant continu. Les transformateurs étaient, à l’époque, bien plus performants pour élever la tension et transporter le courant sur de longues distances. Ils n’avaient pas d’équivalent en courant continu. Résultat, aujourd’hui, la production photovoltaïque (DC) est systématiquement convertie en courant alternatif (AC) pour ensuite être re-convertie en courant continu (DC) propice à sa consommation.

Un salle de réunion et des prises USB-C équipant les bureaux du 3ᵉ étage de l’immeuble Wave / Images : RE – Ugo Petruzzi.

« Pourquoi convertir deux fois, et provoquer jusqu’à 20 % de perte, alors qu’on peut directement la consommer ? » se taraude Romain Scolan, chef de Cogelec Nord, filiale de Vinci Energies. « Alors, on a installé un nouveau câblage pour déployer le courant continu. Le 350 Volts (V) est directement abaissé à 48 V pour les appareils électroniques. Cela a aussi permis d’économiser 50 % de longueur de câble, donc du cuivre en moins pour deux raisons. La première vient du maillage, plus direct en courant continu (en bus) qu’en alternatif (étoile). La deuxième tient au fait qu’il n’y a pas de terre en courant continu, donc pas de troisième ficelle. » Concrètement, les bureaux sont équipés en prises USB-C, qui peuvent délivrer jusqu’à 5 ampères (A) à une tension de 48 V, soit 240 W de puissance. C’est suffisant pour la majorité des usages actuels : informatique, écrans, recharges des appareils mobiles, etc. Reste toutefois à élucider la question de l’alimentation des appareils énergivores comme la machine à café et, éventuellement, l’aspirateur utilisé pour l’entretien des locaux.

Pour le moment, le bâtiment n’injecte pas le supplément de production sur le réseau ni ne valorise sa flexibilité. Le directeur régional de Vinci Energies reste toutefois attentif aux possibilités offertes par le marché : « on regarde attentivement le label Flex Ready, lancé par Think Smartgrids, et pourquoi pas regrouper plusieurs bâtiments et peser suffisamment ».

Le tableau électrique du 3ᵉ étage du bâtiment Wave, et l’application permettant de surveiller les flux électriques / Images : RE – Ugo Petruzzi.

Le courant continu pour d’autres usages

Si le courant continu permet d’éviter la conversion de la production photovoltaïque, donc les pertes en rendement, existerait-il d’autres usages ? « Chez Cogelec, nous visons l’implémentation du courant continu dans les bornes de recharge directement reliées à une ombrière de panneaux solaires. Une étude a été réalisée par Vinci Autoroute » explique Mame-Thiedel Thiongane, responsable de projets. L’éclairage public est aussi dans le viseur de la révolution du courant continu, puisqu’il est équipé de LEDs. « Aujourd’hui, c’est surtout le marché qui bloque. En l’état, certains appareils électroniques fonctionnant en alternatif, comme les pompes à chaleur (PAC), peuvent facilement être convertis » note l’ingénieure lilloise, car le compresseur, par exemple, fonctionne en DC avec son convertisseur.

Les différents flux électriques affichés dans l’application / Images : Vinci.

Les collectivités locales sont aussi des clients potentiels de Vinci énergies. Leurs grands toits avec l’obligation de végétaliser ou installer des panneaux solaires peut se prêter au changement de courant.

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La Duck Curve est une courbe « en forme de canard » mettant en valeur la demande en électricité à laquelle la production solaire est retranchée. À mesure que les panneaux photovoltaïques sont déployés, elle est de plus en plus creuse à midi ou 13 heures, montrant une production solaire excédentaire.

L’essor des énergies renouvelables, et en particulier de l’énergie solaire, pousse la production à être parfois en décalage avec la consommation. C’est le cas du solaire, par exemple, dont la pointe de production correspond à un début de creux de consommation. Ce développement s’accompagne cependant de défis importants pour l’équilibrage des réseaux électriques. Parmi eux, le phénomène de la duck curve (ou « courbe du canard »). Déjà problématique en Californie, la duck curve commence à s’inviter dans les débats énergétiques français.

Le phénomène de la « duck curve »

La duck curve tire son nom de la forme particulière de la courbe de charge nette observée dans les régions où le solaire est fortement implanté. La charge nette correspond à la demande totale d’électricité après soustraction de la production issue du solaire et de l’éolien. En journée, lorsque les panneaux solaires produisent massivement, cette demande nette chute brutalement, avant de remonter en fin de journée à mesure que la production solaire diminue, et que la consommation domestique atteint son pic.

En Californie, où la capacité solaire installée atteint près de 47 gigawatts (GW), cette courbe est devenue si prononcée que des surplus solaires importants doivent être « écrêtés », entraînant des pertes de production. Le défi pour les opérateurs est double : d’un côté, éviter les déséquilibres causés par une surproduction solaire en milieu de journée ; de l’autre, gérer les montées rapides de la demande en soirée, exigeant une mobilisation accrue et rapide des centrales conventionnelles.

La situation en France : montée en puissance du solaire

En France, l’énergie solaire connaît un développement rapide. Selon le ministère de la Transition énergétique, la capacité solaire installée a atteint environ 19 GW fin 2023. L’énergie produite pour l’année en cours 2024, selon Réseau de transport d’électricité (RTE), s’élève actuellement à 21,7 térawattheures (TWh). C’est déjà 3,5 fois l’énergie produite il y a dix ans. Les projections prévoient un triplement de la capacité installée d’ici 2030, atteignant 60 GW. Et cette montée en puissance n’est pas sans conséquence pour la gestion du réseau électrique.

Contrairement à la Californie, où le phénomène de duck curve est exacerbé par des journées ensoleillées et des pics de production solaire très marqués, le réseau français bénéficie d’un mix électrique diversifié. Le nucléaire, largement dominant, offre une production stable, mais il est peu flexible à court terme. Par ailleurs, l’éolien et l’hydroélectricité viennent compléter la production solaire, ajoutant de la complexité à l’équilibrage global du réseau.

Les flexibilités pour réduire le creux de la duck curve

Pour répondre à ces défis, la France parie sur plusieurs leviers de flexibilité. RTE a lancé des appels d’offres en ce sens pour encourager le développement de solutions permettant d’ajuster production et consommation en temps réel. Ces solutions incluent, par exemple, la gestion de la demande. Le décalage volontaire des consommations électriques, notamment via des dispositifs de réponse à la demande (décalage lors de la pointe solaire des industries notamment), est une piste.

Un autre moyen d’utiliser l’excédent solaire est de le stocker. Les batteries, comme celles utilisées en Californie et les stations de pompage turbinage (STEP) permettent de stocker l’énergie solaire excédentaire en journée pour la réinjecter en soirée. En 2023, la capacité de stockage par batterie en France reste limitée (environ 0,5 GW), mais des projets de grande ampleur sont en cours.

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

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

Les arguments pour le maintien des tarifs réglementés ✅

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

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

Les arguments contre le maintien des tarifs réglementés ❌

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

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

Un dilemme pour le gouvernement

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Besoin de technologies pour piloter

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

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

Un avantage financier pour le consommateur et le producteur

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

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

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

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

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

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

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

À la recherche d’autres friches industrielles

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

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

L’énergie solaire au secours de l’économie locale

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

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

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

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

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

Une tendance nuancée par le marché européen

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

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

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

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

L’offre est supérieure à la demande

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

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

Une aubaine pour les abonnés, un danger pour les producteurs

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

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

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

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

Une progression fulgurante

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

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

L’autoconsommation en hausse

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

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

Répondre à la demande d’électricité

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

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

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

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

Un projet titanesque : capacité et impact énergétique

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

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

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

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

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

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

Une perception biaisée

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

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

Une classification suivant la pénétration dans le mix

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

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

Les conditions climatiques sont la vraie cause des pannes

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

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

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

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

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

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

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

L’État hésite : convertir ou arrêter ?

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

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

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

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

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

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

Une production électrique sécurisée

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

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

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

Tendance des derniers hivers

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

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

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Un milliard d’euros pour 5 200 km de câble. C’est la commande monumentale de Réseau de transport d’électricité (RTE) auprès de cinq fournisseurs européens pour l’achat des câbles, l’installation et le montage : NKT Solidal, Hellenic, et pour un tiers des cables auprès des usines françaises de Prysmian et Nexans.

Le gestionnaire du réseau électrique français, RTE (Réseau de Transport d’Électricité), a annoncé un investissement d’envergure pour renforcer et moderniser ses infrastructures. Afin de répondre aux besoins croissants d’électrification liés à la transition énergétique, RTE a passé une commande de 5 200 km de câbles souterrains, pour un montant total d’environ un milliard d’euros. Cette commande vise à garantir la sécurité des approvisionnements électriques jusqu’en 2028, en renforçant le réseau à haute et très haute tension sur l’ensemble du territoire.

Une collaboration européenne

Le contrat a été attribué à cinq fournisseurs européens spécialisés dans la production de câbles à très haute tension : l’Italien Prysmian (premier câblier mondial), le Français Nexans, le Danois NKT, le Portugais Solidal (une filiale de NKT) et le Grec Hellenic Cable. Ces entreprises vont produire les câbles souterrains nécessaires pour des niveaux de tension allant de 90 000 à 400 000 volts. La commande se répartit en deux parties : 668 millions d’euros pour la production des câbles, et environ 300 millions d’euros pour l’installation et le montage des infrastructures. Un montant élevé, les câbles électriques souterrains étant nettement plus coûteux que ceux installés sur des lignes aériennes.

Selon RTE, ce projet d’envergure « réserve la quasi-totalité des capacités de production françaises encore disponibles jusqu’en 2028 ». Les usines françaises de Prysmian à Gron (Yonne) et Montereau-Fault-Yonne (Seine-et-Marne), ainsi que celle de Nexans à Bourg-en-Bresse (Ain), produiront environ un tiers de ces câbles, soit plus de 1 700 km.

Préparer le schéma de développement des réseaux

Cette initiative de RTE s’inscrit dans un contexte de transition énergétique accélérée en France, où l’électrification de bassins industriels est nécessaire pour réduire les émissions de gaz à effet de serre. Des régions comme Dunkerque, Fos-sur-Mer et Le Havre nécessitent des apports massifs d’électricité pour remplacer les énergies fossiles traditionnelles.

« Cette commande est l’illustration concrète de la valeur que nos investissements, pour sortir des énergies fossiles, peuvent créer dans l’industrie manufacturière française et européenne afin qu’elle soit source de développement économique et d’emplois » se réjouit Xavier Piechaczyk, président du directoire de RTE. Cet effet levier a déjà permis à Prysmian d’annoncer l’ouverture d’une nouvelle ligne de production de câbles dans son site de Seine-et-Marne.

Cette commande ambitieuse s’inscrit également dans la programmation de développement du réseau de RTE, qui doit annoncer d’ici la fin de l’année un plan d’investissement global sur 15 ans. Ce plan stratégique de développement du réseau vise à renforcer durablement les infrastructures de transport d’électricité en France, et ce, pour répondre aux objectifs de neutralité carbone fixés pour 2050.

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Le fournisseur Octopus a lancé une offre nommée « fan club ». Elle permet à ses clients situés dans un rayon de 10 km autour du parc éolien des Touches II, dans le département de Loire-Atlantique, de bénéficier d’une électricité moins chère suivant la puissance qu’il délivre. À terme, Octopus compte améliorer l’acceptabilité des éoliennes pour stimuler le développement de ses propres parcs, dans un contrat gagnant-gagnant avec ses clients.

Un parc éolien, Les Touches II, en Loire-Atlantique, dix communes environnantes et une offre Fan club. Tel est le trio sur lequel mise le fournisseur d’électricité Octopus pour mieux faire accepter les 9 mégawatts (MW) d’éoliennes. Le parc éolien est propriété d’un autre exploitant. Tous les habitants des communes de Nort-sur-Erdre, Les Touches, Petit-Mars, Joué-sur-Erdre, Trans-sur-Erdre, Teillé, Ligné, Mouzeil, Riaillé et de La Meilleraye-de-Bretagne peuvent bénéficier de l’offre fan club du fournisseur Octopus. Concrètement, quand le parc atteint une puissance minimale de 3 mégawatts (MW), ils bénéficient d’un prix du kilowattheure (kWh) en baisse de 50 %. Quand le parc produit entre 0,1 et 3 MW, la réduction est de 20 %. Selon les données du fournisseur, les habitants peuvent espérer une électricité 20 % moins chère au moins la moitié du temps, et 50 % du temps un cinquième du temps.

Les clients peuvent donc espérer obtenir des tarifs au kilowattheure suivants :

L’implantation de parcs éoliens Octopus grâce aux incitations financières

« L’objectif est triple pour les clients », explique Vincent Maillard, président fondateur d’Octopus energy France. « Il est d’abord d’inciter les clients à consommer quand il y a du vent. Parce que la transition énergétique, c’est aussi de consommer quand l’électricité est disponible et peu chère. » Second argument, Octopus veut « apporter un avantage concret à avoir une éolienne à côté de chez eux. Parce que souvent, elle est vue comme une nuisance. Il y a là un aspect esthétique, sans parler de la désinformation que les éoliennes subissent ». Derrière cet argument, « il faut que les clients se disent « j’aimerais pouvoir bénéficier de ces tarifs réduits » et donc avoir une éolienne à côté de chez eux ».

Au Royaume-Uni, Octopus parvient à installer ses propres parcs éoliens, dans une double stratégie de production et vente des électrons, avec à terme « l’objectif d’installer 2000 parcs éoliens grâce à l’offre fan club ». Enfin, le dernier objectif poursuivi est pédagogique : « une éolienne va chercher le vent en hauteur, donc il y a toujours un peu de production, un peu de vent, et cela, les gens n’ont pas toujours compris ». C’est pourquoi les clients peuvent, selon les données transmises par Octopus à Révolution Énergétique, bénéficier d’une électricité 20 % moins chère au moins la moitié du temps, et 50 % du temps un cinquième du temps.

Un temps d’avance sur les futures offres d’électricité

À travers cette offre, le président fondateur à l’origine de la création d’un autre fournisseur, Plüm énergie, depuis racheté par Octopus cherche à avoir un coup d’avance sur la Commission de régulation de l’énergie (CRE). « On veut faire bouger les choses en terme de tarification, qui est aujourd’hui plutôt axée sur le solaire car il est plus facile à prévoir. L’éolien, c’est plus aléatoire. » L’offre fan club est « unique sur le marché, les autres fournisseurs attendent l’évolution des heures pleines heures creuses », dimensionnées pour inciter à consommer lors des pics de grande production d’électricité ou de faible consommation.

Depuis le lancement de l’offre il y a bientôt un mois, les souscriptions augmentent lentement. « Il faut peut-être attendre encore un mois ou deux parce que les clients ne souscrivent pas facilement. Sur ce type d’offre innovante, il faut avoir une vision long terme. »

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En début de semaine, la Suède a annoncé l’abandon de treize des quatorze projets d’éoliennes en mer Baltique. Une décision motivée par des préoccupations de sécurité nationale dans un contexte marqué par les tensions croissantes avec la Russie.

Ô combien cette annonce a dû être « difficile à prendre ». Elle montre que le gouvernement suédois « prend la défense du pays très au sérieux » commente Ebba Buschla ministre de l’Énergie, des Entreprises et de l’Industrie, en annonçant à la presse la décision du gouvernement d’abandonner treize projets éoliens en mer Baltique, situés dans la zone économique exclusive suédoise. Elle intervient à la suite des conclusions de l’armée suédoise qui considère que ces installations pourraient entraver les capacités de défense du pays membre de l’OTAN depuis 2022. Un seul projet, le parc éolien Poseidon, situé sur la côte ouest, a été approuvé pour sa compatibilité avec les impératifs sécuritaires du pays.

La sécurité avant la transition énergétique

Selon le ministre suédois de la Défense, Pål Jonson, les installations éoliennes en mer Baltique représenteraient un obstacle au déploiement des systèmes de défense, en particulier pour la détection des sous-marins et des attaques aériennes. Le gouvernement redoute que les éoliennes n’interfèrent avec les radars et les capteurs militaires essentiels pour surveiller les activités en mer et collecter des données de communication, et de voler à basse altitude. Proches de l’enclave russe de Kaliningrad, les installations éoliennes auraient pu créer des « échos radars » nuisibles à la sécurité suédoise, selon Paal Johnoson, ministre de la Défense suédois.

De plus, les installations sous-marines et les infrastructures énergétiques sont devenues des cibles stratégiques dans le cadre de tensions régionales croissantes. En avril 2024, un commandant maritime de l’OTAN avait mis en garde auprès du journal The Guardian contre les menaces d’attaques russes visant les infrastructures sous-marines européennes, notamment les câbles et pipelines essentiels pour l’économie. La Suède, tout en reconnaissant l’importance de la transition énergétique, considère donc que la sécurité nationale reste une priorité absolue​.

En France, une décision similaire avait été prise concernant l’éolien terrestre. Dans l’Eure, le parc éolien du plateau du Vexin avait été interdit suite à un avis défavorable du ministère des Armées, estimant qu’il pouvait perturber les radars de la base aérienne militaire 105 d’Évreux.

Le quatorzième parc sera, lui, bien implanté

Du point de vue de l’industrie éolienne suédoise, cette décision soulève des questions concernant la stratégie énergétique et climatique du pays. Les treize parcs rejetés auraient pu générer près de 140 térawattheures par an, soit presque autant que l’actuelle production d’électricité de la Suède.

En réponse aux critiques, la ministre de l’Énergie, Ebba Busch, a déclaré que le pays devait prioriser la « stabilité et la puissance » de son réseau énergétique actuel avant d’ajouter de nouvelles capacités éoliennes à grande échelle. La décision d’approuver le parc Poséidon, avec ses 81 éoliennes prévues sur la côte ouest, marque néanmoins la volonté de la Suède de maintenir une part d’énergies renouvelables, même si celles-ci se développeront majoritairement hors de la mer Baltique, dans les zones au large de la côte sud-ouest de la Suède et de la baie de Botnie.

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L’institut Fraunhofer veut développer un système de stockage d’électricité sous-marin équivalent à un système de pompage-turbinage (STEP). Cette fois au fond de la mer, le concept repose sur une grande sphère de béton emprisonnant de l’eau ou de l’air sous pression.

L’institut Fraunhofer ambitionne la création d’un projet de stockage d’énergie sphérique sous-marin baptisé StEnSea. Après un premier test réussi dans le lac de Constance en Allemagne, le laboratoire prépare une expérimentation en conditions réelles au large de la Californie, en collaboration avec la start-up américaine Sperra et le fabricant d’équipements marins Pleuger Industries. Les dimensions donnent le vertige, notamment au regard de la modeste puissance et capacité de stockage (500 kW pour 400 kWh) : une sphère de 9 mètres de diamètre, 400 tonnes de béton, logée à 500 ou 600 mètres de profondeur.

Lors de la recharge, l’eau est pompée hors de la sphère, qui se remplit d’air. Durant la décharge, l’eau pénètre la sphère par gravité, chassant l’air / Schéma : Institut Fraunhoffer, traduction automatique de l’allemand par Google.

Inspiré par les stations de pompage turbinage de montagne

Le principe de StEnSea s’inspire des centrales hydroélectriques de pompage-turbinage, où l’eau est pompée vers un réservoir en hauteur pour stocker l’énergie, puis relâchée pour générer de l’électricité. Dans le projet StEnSea, ce même concept est adapté au fond marin. Concrètement, en période de surplus d’électricité, une pompe expulse l’eau de la sphère contre la pression naturelle exercée par la colonne d’eau environnante, située au-dessus d’elle. À l’inverse, lorsque l’énergie doit être déstockée, une valve s’ouvre, laissant l’eau pénétrer dans la sphère. La force de l’eau entrant fait tourner une turbine, qui génère ainsi de l’électricité.

En termes de coûts, le Fraunhofer estime que cette technologie peut devenir compétitive avec les centrales de pompage-turbinage classiques, avec un coût estimé à 4,6 centimes par kilowattheure stocké. La sphère en béton devrait avoir une durée de vie de 50 à 60 ans, bien que les pompes et turbines doivent être remplacées tous les 20 ans environ. Les rendements globaux atteignent 75 à 80 %, légèrement en deçà des centrales de pompage terrestres, mais largement suffisants pour des applications où la régularité et la sécurité de l’approvisionnement sont primordiales.

Un grand potentiel de stockage selon le Fraunhofer

Fraunhofer évalue le potentiel mondial de cette technologie à 817 000 gigawattheures (GWh), soit presque le double de la consommation nationale d’électricité en France. Les zones côtières telles que les côtes de Norvège, du Portugal ou encore du Japon présentent un fort potentiel de développement pour ce type de stockage, tout comme certains lacs profonds. Avec cette première expérimentation en conditions offshore, le projet StEnSea entend démontrer la viabilité d’une version élargie du prototype. Il devra ainsi valider les procédés de fabrication, d’installation et de maintenance pour des sphères de 30 mètres de diamètre capables d’emmagasiner davantage d’énergie.

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