À la hâte, juste avant sa démission, Michel Barnier et son gouvernement ont déposé des textes parus au Journal Officiel. Focus sur les sauvetages de dernière minute ou les textes coulés en attendant un prochain budget et gouvernement.

Alors que les enjeux n’ont jamais été aussi grands, plusieurs textes législatifs liés à l’énergie se retrouvent en suspens ou publiés au dernier moment. Entre reports dus à la censure et décisions prises à la hâte, l’incertitude menace l’efficacité des mesures nécessaires pour répondre aux défis énergétiques actuels.

• MaPrimeRénov’ : une simplification bien accueillie malgré les turbulences

Parmi les mesures sauvées in extremis, MaPrimeRénov’ figure en bonne place. Le décret et l’arrêté prolongeant la simplification du dispositif en 2025 ont été publiés le 5 décembre. Un décret réduit dès le 1ᵉʳ janvier de 30 % les aides pour les équipements au bois et les rénovations globales des ménages aisés. Un autre prolonge jusqu’au 31 décembre 2025 l’accès aux aides pour travaux monogestes (et non pour un bouquet de travaux), comme l’isolation des combles, sans obligation de diagnostic énergétique avant cette date.

• Hydrogène et renouvelables : des soutiens gelés par la censure

Le secteur de l’hydrogène, crucial pour la transition énergétique, subit les contrecoups de la censure. Avec 692 millions d’euros de soutien figés dans le cadre du projet de loi de finances pour 2025, plusieurs initiatives comme les électrolyseurs restent en attente. Philippe Boucly, président de France Hydrogène, alerte sur le retard grandissant face à l’Allemagne et aux Pays-Bas​​.

Les énergies renouvelables, elles aussi, voient leur avenir incertain. L’absence de cadre programmatique post-censure inquiète les investisseurs, la programmation pluriannuelle de l’énergie a seulement été soumise à consultation. Jules Nyssen, président du Syndicat des énergies renouvelables, souligne auprès du Figaro que cette situation pourrait freiner les initiatives, alors que la France peine déjà à atteindre ses objectifs climatiques​.

• Fiscalité de l’énergie : retour à l’ancien régime de taxe

En attendant la présentation d’une « loi spéciale » sur la fiscalité énergétique, les mécanismes temporaires adoptés durant la crise énergétique ont pris fin. Le retour à la fiscalité d’avant-crise, notamment pour les industries électro-intensives, suscite des critiques. Avec une accise sur l’électricité remontant à 33,78 €/MWh au 1ᵉʳ février 2025, les industriels craignent des répercussions sur leur compétitivité (elle devait rester à 0,5 €/MWh).

• L’ARENH : l’éléphant dans la pièce
  

Le débat sur le futur du marché post-ARENH (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique) continue de diviser. Alors que ce dispositif prend fin en 2025, aucune solution n’a été actée, laissant EDF et ses concurrents dans l’expectative.

• Le fond vert amputé

La censure a également scellé des coupes dans les fonds dédiés à la transition écologique. Le Fonds vert, initialement doté de 1,5 milliard d’euros, a vu sa dotation réduite de 400 millions. Le gouvernement Barnier entendait amputer d’un milliard et demi supplémentaire dans son budget 2025.

• Le chèque énergie

Avant sa censure le 4 décembre, le gouvernement a déposé un amendement au PLF visant à automatiser partiellement l’attribution du chèque énergie via un croisement de données fiscales et énergétiques. Il supprime aussi l’usage du chèque travaux pour la rénovation énergétique des logements.

En suspendant plusieurs textes et mesures clés, la censure a ralenti les efforts de transition énergétique. Si certains textes, comme ceux liés à MaPrimeRénov’, ont franchi l’obstacle in extremis, l’incertitude domine sur des sujets aussi variés que la fiscalité, le soutien à l’hydrogène ou la refonte du marché de l’électricité. Ce climat instable freine les investissements nécessaires à l’atteinte des objectifs climatiques.

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Le transporteur RTE (réseau de transport d’électricité) et le distributeur Enedis investissent tous deux pour développer et sécuriser le réseau, en lien, notamment, avec la croissance de l’éolien et du solaire. Les montants sont considérables.

Deux acteurs clés du réseau électrique français, RTE (Réseau de Transport d’Électricité) et Enedis, multiplient les investissements pour répondre aux enjeux de la transition écologique et renforcer l’infrastructure électrique du pays. RTE et Enedis envisagent respectivement 96 et 100 milliards d’euros d’investissement entre 2022 et 2040.

La montée en puissance est concrète. En témoigne les 3,6 milliards d’euros qui devraient être dépensés cette année par Enedis contre une moyenne annuelle de 850 millions jusqu’en 2020. Chez RTE c’est le même son de cloche : le transporteur table sur 2,4 milliards cette année puis passer à 6 milliards par an à partir de 2030.

Une sous-station en mer géante pour RTE

RTE a récemment signé un contrat majeur avec les Chantiers de l’Atlantique pour la conception, la construction et l’installation de la plateforme électrique du parc éolien offshore de Dunkerque. Ce projet, d’un montant de 320 millions d’euros, s’inscrit dans une série d’initiatives visant à connecter les parcs éoliens en mer au réseau électrique terrestre.

La plateforme permettra de transformer l’électricité produite par les 46 éoliennes du parc, d’une capacité totale de 600 MW, avant son transport vers la terre ferme. Tous les composants essentiels seront fabriqués en France, à Saint-Nazaire pour l’assemblage du topside (partie supérieure de la sous-station), à Fos-sur-Mer pour les fondations et les transformateurs chez GE Vernova à Aix-les-Bains. Le chantier est prévu jusqu’à 2028 et mobilisera de nombreux fournisseurs français pour la fabrication des câbles souterrains et sous-marins nécessaires à ce raccordement​​.

21 000 transformateurs pour Enedis

De son côté, Enedis a annoncé un programme d’investissement massif de 96 milliards d’euros d’ici 2040, dont 53 milliards spécifiquement dédiés à la transition écologique. Parmi ces initiatives, le gestionnaire de distribution électrique a contractualisé pour 3,6 milliards d’euros de matériel. Ces commandes concernent principalement des transformateurs moyenne/basse tension (21 000 unités par an dès 2025) et des postes de distribution publics. L’objectif est de doubler la capacité installée en quelques années, avec 15 000 km de câbles basse tension souterrains posés annuellement dès 2025​.

Enedis met également l’accent sur la réindustrialisation, en privilégiant des fournisseurs locaux. Sur les 12 sites de production prévus en France, environ 200 emplois seront créés pour soutenir ces projets. Le développement des énergies renouvelables impose des investissements en raison de l’augmentation du nombre de sites de production à connecter et l’électrification des usages.

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Ce lundi 18 novembre 2024 avait lieu l’inauguration d’un panneau solaire amovible et repliable à Aulnay-sous-Bois. La startup SOYPV l’érige en démonstrateur de l’efficacité de la technologie CIGS et de leur brevet d’assemblage amovible.

Le 18 novembre 2024, la start-up Soleil-sur-Yvette Photovoltaïque (SOYPV) a inauguré son voilage photovoltaïque démontable et pliable. Ils ont présenté leur innovation en matière de panneau photovoltaïque en présence du Vice-Président de la Métropole du Grand Paris et des représentants de la municipalité. Conception

Un panneau repliable et léger

Installé en façade de la crèche municipale d’Aulnay-sous-Bois (Seine-Saint-Denis), ce système unique, déployé sur une surface de plus de 10 m², affiche une puissance de 1,25 kilowatt-crête (kWc). L’installation témoigne de l’intérêt croissant pour les panneaux photovoltaïques souples, légers et performants dans les environnements urbains. Reposant sur la technologie CIGS (alliage cuivre, indium, gallium, sélénium), ces panneaux présentent des avantages particuliers : flexibilité, légèreté (moins d’un kilogramme par mètre carré) et modularité.

Cette inauguration s’inscrit dans le cadre des Quartiers Métropolitains d’Innovation, un programme visant à promouvoir des solutions durables et adaptées aux défis des villes modernes. Après une première expérimentation sur le campus d’Orsay, l’objectif de SOYPV était de valider la technologie du panneau repliable. « Le plus difficile, c’est le repliement et la levée. Il se repliait n’importe comment, car les éléments sont souples et légers. Comme une feuille de papier qu’on essaie de replier. Mais nous avons résolu cet aspect, avec un moteur en bas du filet », explique le cofondateur de la startup, Jean-Michel Lourtioz.

Jean-Michel Lourtioz et Daniel Lincot présentant le module souple (à gauche). La première installation sur la façade de la crèche d’Aulnay-sous-Bois (à droite) / Images : SOYPV.

Une flexibilité qui révolutionne le photovoltaïque

Le système développé par SOYPV se distingue par sa mobilité et sa simplicité d’utilisation. Dépliable et repliable à volonté, il peut être déplacé d’un bâtiment à un autre et offre une grande souplesse d’usage. « Les panneaux amovibles sont pratiques, car ils peuvent être repliés en cas d’intempérie par exemple. Ce système relié à la météo reste encore à programmer, sinon le repliement sur ordre humain fonctionne déjà. Deuxième avantage : il peut fournir temporairement de l’électricité à un endroit donné comme sur un chantier, un concert… Troisième avantage : d’un point de vue juridique, l’installation est plus facile, car on peut passer outre certaines conditions bâtimentaires du fait de l’amovibilité. »

Des perspectives prometteuses

Les applications de cette technologie sont vastes : façades de bâtiments, toitures légères, espaces publics ou même sur des chantiers ou des concerts en extérieur. Avec des rendements pouvant atteindre 15 % aujourd’hui, et potentiellement 30 % grâce à l’intégration de cellules tandem (CIGS-perovskite), SOYPV se positionne sur la conception et l’assemblage.

Détails de la centrale solaire / Images : SOYPV.

Le directeur de recherche du CNRS et cofondateur de SOYPV, Daniel Lincot, regrette n’avoir pu utiliser les modules fabriqués par son entreprise à Aulnay. « On aurait aimé voir nos cellules en façade, mais nous ne sommes pas allés assez vite. Nous avons réalisé l’assemblage et c’est bien le système que nous avons breveté. » D’où l’enjeu de maîtriser la connexion électrique entre les cellules souples du fabricant Miasolé. « Chaque module est séparé du suivant par une séparation d’air avec le filet et une connexion électrique se fait par l’intermédiaire d’une connexion souple. Cette connexion balaie le panneau de haut en bas. »

En choisissant Aulnay-sous-Bois pour cette installation, SOYPV met en lumière le potentiel des solutions énergétiques locales et adaptables, contribuant à la décarbonation des territoires et à une électricité moins chère. C’est souvent le prisme et l’intérêt des mairies qui escomptent des économies sur leurs factures d’énergie. La récente hausse des prix du gaz et de l’électricité les poussent à se tourner vers des solutions plus économes.

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Orano, le français spécialisé dans la chaîne de valeur du combustible, vient de perdre sa filiale minière au Niger.

Le 4 décembre dernier, le groupe français Orano, spécialisé dans l’uranium, a annoncé la perte du contrôle opérationnel de la Somaïr, sa filiale minière au Niger. La junte militaire est au pouvoir dans le pays depuis juillet 2023.

Orano détenait jusqu’alors 63,4 % du capital de la Somaïr, contre 36,6 % pour l’État nigérien. Pourtant, malgré cette participation majoritaire, le groupe français affirme que « les décisions prises lors des conseils d’administration ne sont plus appliquées », selon son dernier communiqué. Les autorités nigériennes auraient « pris le contrôle opérationnel » de l’entreprise, refusant notamment d’exporter l’uranium produit sur le site d’Arlit, une mesure réaffirmée lors du conseil du 3 décembre. Ce blocage empêche l’écoulement de stocks estimés à 300 millions d’euros, compromettant gravement la situation financière de la mine.

La confrontation est alimentée par des accusations mutuelles. Un conseiller du gouvernement nigérien, cité par Le Monde, a déclaré : « Orano se gave depuis cinquante ans sur les ressources de notre pays en dictant ses conditions. C’est terminé. » De son côté, Orano évoque des « ingérences » nuisibles et prévoit de « défendre ses droits » devant les instances compétentes.

Une crise d’ampleur pour Orano

Les conséquences économiques de ce conflit sont lourdes pour Orano, dont le Niger représentait en 2023 près de 16 % de sa production mondiale d’uranium. Depuis le coup d’État de 2023, l’État français a dû injecter 300 millions d’euros pour soutenir l’entreprise. En parallèle, l’agence de notation S&P a relevé ses perspectives pour Orano à « positif », estimant que la relance mondiale de l’industrie nucléaire pourrait compenser ces pertes.

Cependant, la fermeture des frontières avec le Bénin, traditionnel corridor d’exportation, et le retrait par le Niger du permis d’exploitation de la mine d’Imouraren en juin dernier, aggravent la situation. Le gouvernement nigérien cherche par ailleurs à attirer de nouveaux partenaires, notamment russes, iraniens et chinois, pour exploiter ses ressources naturelles.

Implications géopolitiques

En Europe, la France et l’Union européenne comptent sur des approvisionnements stables en uranium. Cependant, cette perte ne compromet pas immédiatement l’approvisionnement des centrales françaises, grâce à des stocks et à d’autres sources d’importation.

Pour Orano, la perte d’un site emblématique comme la Somaïr révèle les risques inhérents à une stratégie fortement concentrée sur des pays politiquement volatils, bien que dépendante des sous-sols exploitables. Alors que les autorités nigériennes réaffirment leur souveraineté, le sort d’Orano au Niger reste en suspens, sous l’ombre des ambitions grandissantes d’autres puissances.

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La Cour des comptes salue le déploiement du compteur intelligent Linky. Les gains financiers sont au rendez-vous pour le distributeur français Enedis, mais la valorisation du changement des habitudes de consommation, permise par ses fonctionnalités, a du mal à séduire.

Le déploiement du compteur communicant Linky en France, lancé il y a dix ans, fait aujourd’hui l’objet d’une évaluation par la Cour des comptes. Dans un rapport publié le 29 novembre, les sages saluent un succès industriel réalisé dans les délais impartis et pour un coût maîtrisé, tout en pointant des résultats mitigés sur le volet consommation par exemple.

Un déploiement moins coûteux que prévu

Avec 34 millions de compteurs installés dans les foyers et les petites entreprises, le programme Linky est une prouesse logistique et financière. Enedis a réussi à respecter les échéances et à contenir les coûts à 4,6 milliards d’euros, soit 18 % de moins que prévu initialement. Cette réduction aurait été obtenue grâce à une bonne planification et à des innovations dans le processus de déploiement.

Les gains financiers sont également notables pour Enedis, qui a économisé jusque-là 700 millions d’euros grâce aux relevés à distance et un milliard d’euros pour les interventions techniques, devenues pour la plupart téléopérables.

Pour le consommateur, les économies promises n’ont pas encore été atteintes

Mais le bilan de la Cour des comptes n’est pas tout blanc : les économies espérées pour les consommateurs, estimées à 9,7 milliards d’euros, tardent à se matérialiser. Les gains attendus de 2 milliards d’euros grâce à une meilleure maîtrise de la consommation n’ont pas été au rendez-vous. Malgré un accès amélioré aux données de consommation, les habitudes des particuliers peinent à changer, comme le décalage la nuit du chauffage du ballon d’eau chaude.

De même, le volet commercial n’a pas tenu ses promesses. Les offres attendues des fournisseurs d’électricité, comme les heures creuses solaires ou éoliennes, se heurtent à la préférence des consommateurs pour des tarifs fixes ou prévisibles, comme les tarifs réglementés. Par ailleurs, les pertes liées à la fraude n’ont pas significativement diminué, bien que la détection des fraudes ait été facilitée et que la recrudescence soit un phénomène européen.

Les indéniables avantages du compteur Linky

Le système Linky apporte toutefois des avantages substantiels au fonctionnement du réseau. La collecte en temps réel des données de consommation améliore la gestion de l’équilibre entre offre et demande, réduisant les coûts pour les producteurs et les fournisseurs d’électricité. La Cour évalue ces économies à un milliard d’euros entre 2021 et 2024, puis à 350 millions d’euros par an jusqu’en 2028.

Cependant, des interrogations subsistent concernant le financement de ce programme. La Cour critique le taux de rémunération jugé trop généreux accordé à Enedis par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), qui pourrait à terme alourdir la facture des consommateurs.

Malgré ses limites, le compteur Linky semble avoir contribué à apaiser la relation client-fournisseur. Les réclamations des utilisateurs équipés ont significativement diminué, grâce notamment à une facturation plus précise et à des économies de temps pour les interventions. Les récalcitrants à l’adoption du Linky devront, eux, s’acquitter d’un forfait pour relève manuelle.

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Le fournisseur alternatif Ohm Énergie vient de lancer une offre intégrant des heures creuses solaires, ou le tarif du kilowattheure est abaissé lorsque le soleil est à son zénith.

Ohm Énergie lance une nouvelle offre appelée « Modulo » proposant des heures creuses solaires. L’objectif est de consommer l’électricité solaire uniquement lorsqu’elle est produite. Julien Maréchal, directeur des opérations chez Ohm Énergie, résume la démarche : « Nous avons voulu refléter ce qui se passe réellement sur le marché, tout en trouvant un équilibre entre une offre trop complexe et une solution simple, efficace en moyenne. » Concrètement, les heures creuses solaires s’appliquent entre 11 h et 16 h, période où la production photovoltaïque atteint son apogée, et ce, d’avril à octobre. En parallèle, les huit heures creuses classiques nocturnes (de 23 h à 6 h) sont maintenues. Le reste est en heure pleine.

Ohm Énergie affirme concevoir cette offre comme un moyen de bénéficier de l’électricité solaire, sans devoir investir dans une centrale chez soi. « Aujourd’hui, bénéficier directement du solaire nécessite d’être propriétaire, d’avoir une maison et de pouvoir investir 10 000 €. Cela exclut une grande partie de la population. Nous, nous permettons à tous les Français de profiter des baisses de prix liées au solaire, qu’ils vivent en appartement ou en maison », précise Julien Maréchal. « L’idée est de refléter le vrai prix de marché, et de permettre des comportements vertueux aussi bien sur le plan économique que carbone », ajoute-t-il.

Les tarifs de l’offre Modulo d’Ohm Energy sont les suivants :

Une consommation optimisée presque sans effort

Cette offre s’adresse à deux catégories de consommateurs. « Ceux qui possèdent des équipements comme des ballons d’eau chaude ou des climatisations bénéficient automatiquement des tarifs réduits sans avoir à changer leurs habitudes, à condition que leur installation ne soit pas trop vieille et ne nécessite pas un branchement supplémentaire. Pour les autres, comme ceux qui utilisent des lave-linge, sèche-linge ou véhicules électriques, cela demande un petit effort pour déplacer certaines consommations », explique Julien Maréchal.

Le fonctionnement de l’offre Modulo / Ohm Énergie.

L’offre repose en partie sur les compteurs Linky, qui envoient un signal pour activer les équipements au bon moment. Selon Ohm Energie, les producteurs d’électricité, dont la filiale installatrice de panneaux Ohm solaire, en bénéficient également. « Lorsqu’il y a trop de production et pas assez de consommation, les prix deviennent nuls ou même négatifs. Cette offre contribue à rééquilibrer le système en augmentant la consommation pendant ces périodes de forte production », explique-t-il.

Pour Ohm Énergie, ce repositionnement des heures creuses réduit également les risques financiers pour son entreprise : « acheter moins d’électricité entre 18 h et 20 h, lorsque les prix explosent, et davantage entre 11 h et 16 h, où elle est abondante, nous permet de stabiliser nos coûts. » Ohm énergie anticipe les réformes prévues par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour généraliser les heures creuses diurnes d’ici 2025. En tant que fournisseur alternatif, il est libre de proposer sa gamme tarifaire.

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Un rapport analyse les causes des deux incendies soudains d’autobus électriques à Paris, survenus en 2022. Les batteries situées en toitures s’étaient brutalement embrasées, sans faire de victime. Suite à ces sinistres que les pompiers avaient eus peine à maîtriser, un bureau d’enquête national publie des recommandations.

Le Bureau d’enquêtes sur les accidents de transports terrestres (BEA-TT) a publié un rapport détaillé sur les incendies de deux bus électriques survenus les 4 et 29 avril 2022 à Paris. Ces incidents, bien que sans conséquences humaines graves, soulèvent d’importantes questions sur la sécurité des véhicules électriques et leur réglementation.

Le contexte des incidents

Les deux incendies ont impliqué des Bluebus 12m-IT3 équipés de batteries lithium-métal-polymère (LMP) de 63 kilowattheures (kWh). Le premier s’est déclenché en pleine circulation à Maubert-Mutualité, dont une des batteries en feu est tombée du toit, tandis que le second s’est produit à l’arrêt bibliothèque François Mitterrand, avec plusieurs explosions. Dans les deux cas, l’embrasement a été d’une surprenante rapidité, atteignant des températures suffisamment élevées pour faire fondre les toits des véhicules et projeter du métal en fusion. Les enquêtes attribuent ces feux à un court-circuit intercellulaire provoquant un emballement thermique au sein des batteries, un défaut lié au processus de fabrication dans une usine canadienne de BlueSolutions.

Les interventions des secours ont mis en évidence, selon les conclusions du rapport, une « difficulté majeure, à savoir qu’il est quasiment impossible d’éteindre rapidement et complètement » les incendies impliquant des batteries à électrolyte solide, et ce, malgré des délais d’intervention rapides. Ces feux, accompagnés d’émanations toxiques et de projections dangereuses, posent des risques considérables pour les passagers, les intervenants et l’environnement.

Les recommandations pour prévenir de futurs incidents

Le rapport identifie plusieurs axes d’amélioration et émet des recommandations à l’intention des constructeurs et des autorités :

➡️ Renforcement des alarmes : Bluebus est invité à anticiper l’application des amendements au règlement ONU n° 100 en abaissant les seuils de détection des défaillances dans les systèmes de gestion des batteries.

➡️ Révision des normes internationales : la DGEC doit engager des discussions avec l’ONU pour adapter les essais de résistance au feu à toutes les technologies de batteries.

➡️ Amélioration des matériaux : Bluebus doit renforcer la protection thermique des toits et limiter les projections de métal en fusion pour sécuriser les évacuations.

➡️ Enregistrement des données : les constructeurs sont encouragés à stocker les données des véhicules pour faciliter l’analyse des incidents.

➡️Recherche incendie : la DGSCGC doit coordonner une réflexion nationale pour améliorer les moyens de lutte contre les incendies de véhicules innovants.

L’un des points saillants du rapport est la nécessité d’élargir le règlement européen eCall à toutes les catégories de véhicules motorisés. Ce dispositif, qui informe les secours du type de propulsion en cas d’accident, est jugé essentiel pour une intervention rapide et adaptée.

Alors que les transports en commun se tournent massivement vers des technologies électriques pour réduire leur empreinte carbone, ces incidents soulignent l’importance de ne pas négliger la sécurité. En intégrant ces recommandations, Bluebus et les autorités auront l’opportunité de renforcer la confiance du public dans les nouvelles mobilités.

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La centrale à biomasse de Gardanne (Bouches-du-Rhône), revient sous les projecteurs avec la signature d’un accord faramineux entre l’État et GazelEnergie, son exploitant, afin de relancer la production, arrêtée depuis près d’un an.

Après plus de 18 mois de négociations, la centrale thermique de Provence obtient un sursis. Mais ce redémarrage, au coût élevé pour les finances publiques, soulève des critiques sur ses impacts sociaux, environnementaux et économiques.

La ministre déléguée à l’Énergie, Olga Givernet, a officialisé fin novembre un contrat de soutien à la production d’électricité de la centrale, dont la dernière tranche au charbon a été convertie à la biomasse en 2011. L’accord, qualifié de « vital » par les syndicats, prévoit un prix garanti compris entre 250 et 260 euros par mégawattheure (MWh) sur huit ans, plafonné à 4 000 heures de production annuelle. Cette aide, évaluée à 800 millions d’euros, permet de limiter la facture initialement estimée à 1,6 milliard d’euros, rapportent Les Échos​.

Pour GazelEnergie, filiale du milliardaire tchèque Daniel Kretinsky, cette annonce marque une victoire. La centrale, d’une puissance de 150 MW, était à l’arrêt depuis un an et demi, fragilisant directement ses 100 salariés et 650 sous-traitants. Selon Le Figaro, la menace d’un chômage partiel massif ou d’un plan de sauvegarde de l’emploi planait sur le site. Avec ce nouveau contrat, la production devrait redémarrer dès janvier 2025​.

Des concessions techniques et financières

Le contrat négocié impose toutefois des ajustements. Le volume de biomasse requis sera réduit de 850 000 tonnes à 450 000 tonnes par an. Cette réduction, censée limiter l’empreinte environnementale de la centrale, reste critiquée. Une partie du bois utilisé est importée, notamment du Brésil, un choix que conteste France Nature Environnement (FNE), relève le média Contexte. L’ONG dénonce une incohérence écologique et un gaspillage de ressources publiques pour une installation affichant un rendement énergétique faible, estimé à 23 %, sans cogénération​.

Le 27 mars 2023, le Conseil d’État avait annulé une décision de 2020 autorisant le redémarrage de la centrale biomasse de Gardanne. Il avait jugé insuffisante l’étude d’impact, notamment sur les effets de l’approvisionnement en bois (370 000 à 580 000 tonnes par an) sur les massifs forestiers.

Une transition énergétique conflictuelle

Le redémarrage de Gardanne met en lumière les contradictions de la politique énergétique française. Convertie à la biomasse pour répondre aux objectifs de décarbonation, la centrale se heurte aujourd’hui à des enjeux environnementaux. La filière biomasse elle-même est mise en question. Un rapport du Secrétariat général à la planification écologique souligne la rareté des ressources en bois durable et recommande de limiter les projets similaires​.

Le coût du soutien public suscite également des critiques. En dépit de la clause de résiliation après huit ans, l’investissement consenti interroge sur la gestion des fonds publics. Alors que l’État a imposé une réduction de la production annuelle (4 000 heures au lieu des 7 500 initialement prévues), les bénéfices pour GazelEnergie pourraient avoisiner un milliard d’euros, comme le souligne Le Figaro​. Ce compromis, jugé tardif mais nécessaire, n’éteint pas les inquiétudes sur la pérennité économique de la centrale.

Un soulagement pour les salariés

Malgré ces zones d’ombre, l’annonce est accueillie avec soulagement par les employés. Selon Thomas About, élu FO chez GazelEnergie, l’accord offre une stabilité attendue de longue date. « Les salariés pourront retrouver une certaine sérénité après des mois de précarité », a-t-il déclaré dans Les Échos​. Outre les emplois directs, cet accord préserve également les activités des sous-traitants, notamment sur le port de Fos-sur-Mer, où une partie de la biomasse est acheminée.

La biomasse, vantée comme une alternative durable, révèle ici ses écueils : importation de matières premières, inefficacité énergétique et coût exorbitant pour les finances publiques. En soutenant la centrale de Gardanne, l’État prend un pari risqué. Si cette installation échoue à démontrer sa pertinence économique et écologique, elle pourrait devenir le symbole d’une transition énergétique mal maîtrisée. Les prochaines années seront décisives pour évaluer si ce choix audacieux était une erreur coûteuse ou une opportunité mal exploitée.

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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 Cegelec 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 Cegelec, 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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