Pourra-t-on bientôt compter sur l’énergie osmotique, pour décarboner la production d’électricité ? Le Japon vient de franchir une étape dans cette direction en mettant en service sa première centrale du genre. 

Le Japon vient de mettre en service sa première centrale électrique osmotique à Fukuoka, sur l’île de Kyushu. C’est la deuxième centrale osmotique commerciale au monde, après celle de RedStack, aux Pays-Bas. L’usine japonaise utilise la différence de salinité entre de l’eau douce issue d’une station de traitement des eaux usées et l’eau de mer afin de produire de l’électricité. Pour cela, l’eau douce rejoint l’eau de mer à travers une membrane, engendrant une hausse de pression du côté de l’eau de mer. Cette hausse de pression permet la rotation d’une turbine capable de générer de l’électricité.

Mise en service le 5 août par la Fukuoka District Waterworks Agency, la centrale pourrait produire environ 880 mégawattheures (MWh) par an, et fournir une énergie stable, presque constante et non impactée par les conditions climatiques. L’électricité produite, qui correspond à la consommation de 200 à 300 foyers, devrait alimenter une usine de dessalement nécessaire à l’alimentation en eau douce de la préfecture de Fukuoka.

Une technologie encore loin de pouvoir concurrencer le photovoltaïque ou l’éolien

Si l’énergie osmotique est prometteuse, sa mise en application reste, pour le moment, très complexe, ce qui explique pourquoi il n’y a que deux sites opérationnels dans le monde, et pourquoi les niveaux de production sont si faibles. À titre de comparaison, une éolienne terrestre de 3 MW peut produire aux alentours de 6 900 MWh par an, soit presque huit fois plus que la centrale osmotique de Fukuoka.

Dans le sud de la France, la startup Sweetch espère avoir son mot à dire grâce à une membrane révolutionnaire. Celle-ci, principalement fabriquée à partir de cellulose, devrait équiper Opus-1, un prototype de centrale de production d’électricité situé à Port-Saint-Louis-du-Rhône, au niveau de l’écluse de Barcarin. Cette expérimentation sur 2 ans constitue une étape clé pour la mise en œuvre d’une usine capable de profiter du potentiel de 500 MW de l’embouchure du Rhône.

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Si l’on en croit ce panneau, l’autoroute A43, qui court le long de la vallée d’Arc (Savoie), traverse un champ magnétique si puissant qu’il est nécessaire de ralentir quand on s’y approche. Mais celui-ci n’a rien de surnaturel. Il doit sa présence à la proximité d’une usine centenaire, qui a joué un rôle important dans l’histoire de l’industrie française. 

Si vous avez visité la Savoie cet été, vous avez peut-être longé Saint-Jean-de-Maurienne via l’autoroute A43. Auquel cas, vos yeux se sont peut-être écarquillés à la vue d’un panneau indiquant une limitation de vitesse à 90 km/h pour cause de « champ magnétique ». Ce panneau, plutôt surprenant, s’explique par la présence, le long de cette portion d’autoroute, de l’usine Trimet, qui fabrique de l’aluminium.

Créée en 1907, elle produit près de 145 000 tonnes d’aluminium chaque année grâce à une technique plus que centenaire : l’électrolyse. Celle-ci, mise au point par l’ingénieur français Paul Héroult en 1886, consiste à soumettre l’alumine, une poudre blanche obtenue par raffinage de la bauxite, à un fort courant électrique. Dans cette situation, les éléments qui constituent l’alumine se séparent : les ions d’oxygène migrent vers l’électrode positive tandis que les ions d’aluminium migrent vers l’électrode négative, permettant l’obtention d’aluminium pur.

Lorsqu’elle a été inventée à la fin du XIXe siècle, cette technique a rapidement pris son essor dans la vallée de la Maurienne, où l’électricité était abondante grâce à l’hydroélectricité. Dans la première moitié du XXe siècle, la vallée aura ainsi compté jusqu’à six fonderies d’aluminium.

Un impact direct sur les appareils électroniques

Aujourd’hui, une seule usine subsiste et se compose de 120 cuves AP30 et 60 cuves AP18. Si l’acronyme « AP » correspond à « Aluminium Pechiney », le nombre qui suit correspond à l’intensité du courant électrique employé dans chaque cuve, en dizaine de milliers d’Ampère (A). Comprenez donc 120 cuves de 300 000 A et 60 cuves de 180 000 A. C’est à peu-près autant que l’intensité mesurée au passage de la foudre !

Cette intensité électrique considérable génère un très fort champ magnétique, capable de dérégler les appareils électroniques sensibles. Pour s’en convaincre, il suffit de regarder la récente vidéo du vidéaste Monsieur Bidouille, dont la caméra perd complètement les pédales lors de sa visite du site, à proximité des cuves d’électrolyse.

Ce type de champ magnétique peut dérégler les montres, démagnétiser les cartes bancaires, ou même abimer les pacemakers, d’autant plus lorsque la variation est brutale. Si l’intensité d’un champ magnétique diminue très fortement avec la distance, sur l’autoroute A43, le principe de précaution a été appliqué à la lettre. Ainsi, réduire sa vitesse à l’approche de l’usine permet de limiter les éventuels effets délétères de son champ magnétique sur les appareils.

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Le géant américain de la voiture électrique veut tenter sa chance dans la vente d’électricité de l’autre côté de la Manche. Bien plus qu’une simple distribution d’électricité, l’entreprise compte bien utiliser son savoir-faire dans le stockage et la production solaire pour jouer un rôle significatif sur le réseau électrique du pays.

Tesla n’en finit pas de surprendre. Après les voitures électriques, les batteries stationnaires, les tuiles photovoltaïques ou les robots, le géant américain compte bien se lancer dans la distribution d’électricité. Il vient, en effet, de faire une demande de licence auprès de l’Autorité de régulation de l’énergie (OFGEM) pour fournir de l’électricité au Royaume-Uni. L’examen de cette demande peut nécessiter jusqu’à neuf mois de travail. Si elle est validée, Tesla pourrait ainsi proposer des abonnements d’électricité dès 2026.

Ce n’est pas la première fois que Tesla fait une incursion dans le secteur de la distribution d’électricité, puisque l’entreprise vend déjà de l’électricité sur le marché non régulé du Texas. Là-bas, le fort déploiement de voitures Tesla, mais également d’installations photovoltaïques et de Powerwall, permet au groupe de proposer des abonnements innovants, qui permettent d’optimiser les coûts pour les clients. Par exemple, un abonnement Tesla permet d’optimiser la charge/décharge du Powerwall en fonction des prix du marché. Les propriétaires de Tesla peuvent également profiter d’offres avantageuses avec la recharge illimitée sur les bornes pour seulement 15 $/mois.

Mais Tesla veut aller encore plus loin. Au Texas, Le groupe agrège ses Powerwall en une centrale électrique virtuelle (Virtual Power Plant, aussi appelé VPP). Ce mode de fonctionnement permet de stabiliser le réseau en créant une réserve d’énergie qui peut être distribuée lors des périodes critiques. Cela permet notamment de réutiliser de manière efficace la production solaire des propriétaires de Powerwall. Les clients qui participent à la VPP sont rémunérés, et empochent ainsi des revenus supplémentaires, souvent sous forme de crédits.

À quoi doit-on s’attendre en France ?

En s’immisçant sur le marché de la vente d’électricité au Royaume-Uni, Tesla espère diversifier ses sources de revenus pour maintenir une activité relativement élevée en Europe, malgré l’instabilité des ventes de voitures. Le nombre d’immatriculations de voitures américaines a chuté de près de 60 % sur l’année au Royaume-Uni, et même 55 % en Allemagne.

Le choix du Royaume-Uni est loin d’être un hasard. Dès 2020, Tesla y a fait une demande de licence pour produire de l’électricité grâce à ses panneaux solaires. De plus, le Powerwall y est commercialisé depuis déjà de nombreuses années. Enfin le parc automobile de Tesla y est particulièrement fourni. Outre ces spécificités, le réseau électrique du pays se retrouve régulièrement sujet à des tensions, notamment à cause de la part conséquente des énergies renouvelables dans son mix. Dans ce contexte, Tesla a une réelle carte à jour, notamment grâce à sa VPP.

En France, le contexte est un peu différent : le réseau bénéficie d’une importante stabilité grâce à son parc nucléaire. De ce fait, si les installations solaires sont de plus en plus répandues, la mise en œuvre de batteries a moins été encouragée, et le Powerwall vient tout juste d’être commercialisé. Il va donc vraisemblablement plusieurs années de travail à Tesla avant de pouvoir envisager une incursion sur le marché français.

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Entre risques sanitaires et entraves de la liberté, voilà près de 10 ans que le déploiement des compteurs Linky agite les passions. Alors que la CRE vient d’initier une taxe pour les abonnés refusant de passer au compteur communicant, l’opposition est toujours aussi farouche ? 

Depuis 2015 et le début de sa mise en place, le compteur Linky ne cesse de diviser. Il aura fallu près de 10 ans pour atteindre un taux de déploiement supérieur à 95 %. Ainsi, plus de 37 millions de compteurs ont été installés, tandis que 2,1 millions de foyers n’en sont toujours pas équipés. Si l’opposition a toujours été farouche, la récente décision de la CRE de faire payer une taxe à tous ceux qui refusent de s’équiper du compteur a remis de l’huile sur le feu. En Bretagne, par exemple, les membres d’un collectif anti-Linky du secteur de Rosporden (Finistère) jugent cette nouvelle taxe injuste. Selon eux, cette dernière est « punitive et sans justification ».

De son côté, Enedis a justifié cette taxe par le surcoût de gestion qu’entraîne l’absence de compteur communicant, et a mentionné le principe d’équité entre les usagers. Selon celui-ci, il serait inéquitable que l’ensemble des consommateurs paient les frais de gestion manuelle qui sont liés à l’absence de compteur Linky.

Des recours en justice qui donne souvent raison à Enedis

S’ils apparaissent moins nombreux qu’il y a quelques années, les collectifs anti-Linky sont encore légions. La Plateforme opérationnelle anti-Linky (POAL) recense, sur son site, près de 181 collectifs répartis dans toute la France. Ces derniers évoquent des revendications similaires, parmi lesquelles  :

• Des inquiétudes sanitaires concernant l’émission d’ondes électromagnétiques,
• La protection de la vie privée et des données personnelles,
• D’éventuels problèmes techniques.

En pratique, rares sont les personnes qui ont obtenu gain de cause face à Enedis. En 2020, la Cour d’appel de Bordeaux avait estimé que le compteur Linky n’était pas obligatoire, précisant que « contrairement à ce qu’affirme la société Enedis, aucun texte légal ou réglementaire, européen ou national n’impose à Enedis (…) d’installer au domicile des particuliers des compteurs Linky ». Depuis, les choses ont changé. Une décision de la Cour de cassation indiqué que « les usagers ne peuvent s’opposer à l’installation d’un compteur LINKY sur leur propriété, procédant de l’exercice par la société Enedis de ses prérogatives de gestionnaire du réseau public d’électricité rendues impératives pour les usagers par la loi et les termes du contrat réglementé ».

Des cas très particuliers où le compteur Linky a été retiré

Cette position, prise par la Cour de cassation, tient notamment à une directive européenne de 2009 qui impose aux États membres la mise en place de compteurs intelligents. De plus, les compteurs restent la propriété de la collectivité, et leur gestion revient à Enedis. De ce fait, en principe, l’usager doit permettre à Enedis d’accéder au compteur pour l’installation, l’entretien ou le remplacement.

Il existe tout de même une exception, avec les personnes souffrant d’électrosensibilité. Plusieurs tribunaux ont appliqué le principe de précaution, et ont reconnu le droit à la protection, même sans certitude scientifique sur l’impact réel de ces ondes. Si dans certains cas, Enedis a installé un filtre antipollution électrique, une quinzaine de personnes ont obtenu le retrait de leur compteur communicant.

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Dans un monde dominé par les réseaux sociaux et l’information continue, la réalité a parfois du mal à se faire entendre. Dernier exemple en date : le bang supersonique d’un avion, transformé en effondrement d’éolienne. 

Au début du mois d’août, en Belgique, une fake news à base d’éoliennes s’est répandue comme une traînée de poudre, avec des conséquences pour le moins cocasses. Tout commence par une grosse détonation, entendue à Orp-Jauche, en plein cœur du Plat Pays. Si ce bruit assourdissant a vraisemblablement été causé par un avion de chasse franchissant le mur du son, la question de son origine a attisé les curiosités sur les réseaux sociaux, et en particulier sur Facebook. Un utilisateur a notamment affirmé qu’il s’agissait d’une éolienne tombée à Jandrenouille, une commune d’Orp-Jauche, en illustrant son propos par la photo d’une éolienne tombée dans le Loiret, en 2018.

Il n’aura pas fallu plus longtemps pour que le média belge RTL Info s’empare de la pseudo-information, et la relaie à travers un article, supprimé depuis, mais encore consultable ici. Le journaliste belge Vincent Flibustier, qui a eu vent de l’histoire, l’a partagé sur ses réseaux, en gratifiant ses abonnés de quelques précisions supplémentaires. Il a ainsi expliqué que la personne ayant relayé l’information n’était autre que le porte-parole de la Police Fédérale belge. D’ailleurs, le bourgmestre de la commune concernée a, à son tour, commenté l’information pour signaler que les secours avaient été prévenus.

Les éoliennes : une cible récurrente

Si la situation prête à sourire, elle illustre parfaitement le fait que les éoliennes sont une cible privilégiée, et font régulièrement l’objet de fausses informations. On se souviendra notamment de cet article de 2016, publié par le Canard Enchaîné, qui annonçait à tort que plus de la moitié des éoliennes n’étaient pas raccordées au réseau électrique.

Plus récemment, en 2021, Stéphane Bern a publié une tribune dans Le Figaro contre la multiplication des parcs éoliens. Néanmoins, il avait indiqué qu’elles ne fonctionnaient que 25 % du temps, ce qui est factuellement erroné puisque l’ADEME a indiqué un taux de fonctionnement compris entre 75% et 95 %. En réalité, les 25 % correspondent au facteur de charge, c’est-à-dire à la production moyenne, par rapport à la puissance maximale de la turbine.

Le ministère de l’Écologie a plusieurs fois tenté de contrer la désinformation, notamment en 2021 avec un document intitulé « Le vrai/faux sur l’éolien terrestre ». Malheureusement, même ce document a été critiqué pour cause d’approximations sur certaines données. Ce document, disponible en ligne, ne mentionne l’intermittence propre à l’éolien qu’en la comparant aux maintenances programmées des centrales nucléaires. De la même manière, le document compare le coût du MWh d’électricité produite par une éolienne à celui d’une centrale à gaz pour obtenir une balance favorable à l’éolien, en omettant de le comparer au nucléaire.

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Pour relever le périlleux défi de la décarbonation, l’aéroport international de Denver envisage de sortir le grand jeu, et de recourir… au nucléaire ! L’entreprise chargée du site vient de commander une étude de faisabilité pour l’implantation d’un SMR. 

Perché quelques 1600 mètres d’altitude, à quelques kilomètres des célèbres Rocheuses, l’aéroport international de Denver (DEN) connaît une croissance fulgurante depuis son ouverture en 1995. De quelque 30 millions de passagers avant le passage à l’an 2000, il a dépassé les 80 millions de passagers en 2024, et se positionne en 6^e position des aéroports les plus fréquentés au monde. À l’heure de réfléchir à des solutions pour concilier un potentiel de 120 millions de passagers d’ici 2045, et l’objectif d’en faire l’un des aéroports les plus durables au monde, la question de l’énergie devient très vite un enjeu majeur.

Aujourd’hui, l’aéroport nécessite pas moins de 45 MWe de puissance électrique. Selon certaines estimations, ce chiffre pourrait atteindre 400 MW d’ici 2050, notamment du fait de l’augmentation du trafic. Pour répondre à ces besoins, la direction de l’aéroport de Denver vient de commander une étude de faisabilité sur la possible installation d’un SMR sur le site de l’aéroport. Cette étude, d’un montant de 1,25 millions de dollars, devrait nécessiter entre 6 et 12 mois.

Si l’aéroport de Denver, deuxième plus grand au monde en termes de superficie, ne manque pas de place, la mise en œuvre d’un SMR pourrait tout de même permettre de produire une énergie durable et continue, tout en économisant de la surface par rapport à d’autres technologies de production d’énergie renouvelable.

Un aéroport tourné vers l’avenir

Si le secteur de l’aéronautique est l’un des plus difficiles à décarboner, les équipes de l’aéroport de Denver ne ménagent pas leurs efforts pour limiter l’impact environnemental des opérations au sol. Celui-ci comporte l’une des plus grandes centrales photovoltaïques dans l’enceinte d’un aéroport avec 34 MWc de panneaux répartis sur une cinquantaine d’hectares.

En 2010, l’un des parkings les moins polluants au monde y a également été inauguré. Précurseur, celui-ci se distingue par son recours massif aux énergies renouvelables pour fonctionner. Parmi les énergies utilisées, on retrouve la géothermie, le solaire et l’éolien. Pourtant construit il y a plus de 15 ans, le toit du bâtiment est équipé d’un revêtement spécifique permettant de limiter la surchauffe des bâtiments. Enfin, il dispose, depuis sa construction, de nombreuses bornes de recharge, et de navettes fonctionnant grâce à des motorisation hybrides ou biodiesel. Sa conception lui a valu la certification LEED Gold, un label international attribué aux bâtiments qui répondent à des critères exigeants en matière de construction durable et de performance environnementale.

À La Défense, la tour First fait partie des quelques bâtiments français à avoir été certifié LEED Gold grâce à sa rénovation d’ampleur en 2011.

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Ébranlé par les décisions de Donald Trump, en début d’année, le secteur de l’éolien offshore peine à retrouver de la stabilité. Preuve de ce climat instable : l’action du groupe danois Ørsted vient de perdre 28% en quelques heures, après l’annonce d’une augmentation de capital.

Véritable mastodonte du secteur énergétique mondial, Ørsted traverse pourtant une période complexe. Le géant danois vient de voir son action chuter en bourse, tandis qu’il tente de trouver une solution pour rester à flot malgré les déconvenues et les difficultés financières.

À l’origine de cette chute, il y a la récente annonce d’une augmentation de capital de près de 8 milliards de dollars. Celle-ci a pour objectif de renforcer la structure financière de l’entreprise, et lui apporter plus de flexibilité pour faire face aux quelque 8,1 GW de parcs éoliens offshore actuellement dans les cartons, et qui devraient se concrétiser dans les 3 prochaines années. Il faut dire que le secteur éolien a été largement malmené au cours des dernières années. Celui-ci a, notamment, été particulièrement impacté par l’inflation et la hausse du coût des matières premières. Surtout, l’hostilité affichée de Donald Trump envers le secteur de l’éolien n’a fait que renforcer l’instabilité du secteur.

Sunrise Winds, au coeur des problèmes de Ørsted

Pour Ørsted, c’est le projet de parc Sunrise Wind qui cristallise ces difficultés. Ce parc de 924 MW devait initialement être mis en service à partir de 2026, au large des côtes new-yorkaises. À l’origine, ce parc était financé à part égale entre Ørsted et Eversource. Mais en juillet dernier, l’énergéticien danois a racheté la part d’Eversource pour devenir l’unique porteur du projet.

Cependant, le projet fait face à de nombreuses difficultés qui ont conduit à une forte dépréciation de sa valeur. Parmi ces difficultés, on retrouve des retards – surtout sur la chaîne d’approvisionnement -, une hausse des taux d’intérêts ou encore une dépréciation sur les baux des fonds marins. Dans ce contexte, Ørsted n’a pas pu revendre une partie de ses capitaux pour améliorer sa situation financière, et s’est vu contraint de limiter ses investissements dans plusieurs projets. C’est notamment pour cette raison que le groupe s’est retiré du projet Hornsea le 4 mai dernier.

La hausse de capital annoncée le 11 août devrait être utilisée aux deux-tiers pour financer entièrement le projet Sunrise Wind. Pour l’heure, il semblerait que le projet, qui pourrait produire l’équivalent de la consommation de 600 000 habitants de Big Apple, soit toujours rentable. Mais Ørsted va devoir veiller pour maintenir cette rentabilité. Désormais, la mise en service du parc est prévue pour le deuxième semestre 2027.

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Si la puissance de cette nouvelle BESS n’a rien d’exceptionnel, son architecture, elle, interpelle. Elle devrait faciliter en effet la réutilisation des batteries de voiture électriques dans les années à venir. Voici pourquoi. 

Une startup californienne construit actuellement un système de stockage par batterie un peu particulier, à l’est de San Antonio, dans le Texas. Le projet Bexar Corrilla est une batterie de 24 MWh, qui devrait directement alimenter le réseau électrique du Texas, sera composée de près de 500 batteries de voitures électriques en fin de vie.

La spécificité du système, développé par B2U Storage Solutions, réside dans l’aspect plug-and-play de l’installation. En effet, la startup a mis au point une technologie qui permet de connecter directement les batteries à l’infrastructure, sans passer par un processus de reconditionnement qui peut s’avérer coûteux et énergivore. Ce processus de réutilisation simplifié n’entache en rien le niveau de sécurité du système, qui est certifié selon les normes de sécurité en vigueur (UL9540). En outre, la gestion de la vente d’électricité passe par une intelligence artificielle pour une optimisation constante.

Du fait d’un mix électrique de plus en plus tourné vers les énergies renouvelables, le réseau électrique du Texas est particulièrement volatile. En conséquence, l’État américain a besoin de capacités de stockage de plus en plus grandes. B2U Storage Solutions prépare déjà l’implantation de 3 sites de stockage supplémentaires, toujours autour de San Antonio.

La seconde vie, avenir du stockage stationnaire

Si Bexar Corrilla est le premier projet texan de l’entreprise californienne, cette dernière a déjà implanté deux sites en Californie. L’un d’eux, situé à Lancaster, affiche une capacité de 28 MWh grâce à l’utilisation de 1300 batteries de véhicules électriques. La plupart de ces batteries sont issues de Nissan Leaf dont le premier exemplaire mondial avait été commercialisé à San Francisco, en 2010.

Si les batteries de voitures électriques usagées sont encore relativement peu nombreuses, leur nombre devrait croître de façon exponentielle dans les prochaines années. Actuellement, on compte plus de 20 millions de véhicules électrifiés en Europe, et près de 40 millions de voitures 100% électriques à travers le monde ce qui représente un potentiel colossal. En théorie, on s’approche des 2 TWh à capacité initiale, soit presque 20 fois les capacités de stockage des STEP françaises.

La réutilisation de ces batteries, même avec seulement 70% de leurs capacités initiales, permettrait de contribuer grandement à la gestion des énergies renouvelables dans les réseaux électriques, tout en favorisant l’économie circulaire du secteur dans ce secteur. D’ailleurs, le futur passeport batterie européen devrait contribuer au développement de ce type d’initiatives.

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Avis aux corses et aux touristes : jusqu’à vendredi soir, EDF vous demande de limiter votre consommation d’électricité pendant la soirée pour éviter les coupures. Une situation due aux fortes chaleurs, et à la surfréquentation de l’île. 

Alors que la canicule fait rage sur le continent, la Corse n’est pas épargnée par les fortes chaleurs. Ainsi, cette situation combinée au pic de fréquentation estival met à mal le réseau électrique de l’Île. La situation est telle qu’EDF a décidé d’activer l’alerte orange de son programme eCorsicaWatt. Lancé en 2024, et disponible sous forme d’application, le plan eCorsicaWatt permet aux habitants et aux touristes de connaître la météo électrique de l’île de Beauté. L’application prévoit trois niveaux :

• Vert : pas d’alerte, consommation normale,
• Orange : système tendu, éco-gestes recommandés,
• Rouge : Système très tendu, sobriété et gestes écologiques indispensables.

Compte tenu de la situation actuelle, EDF a fait passer le statut de vert à orange les 12, 13, 14 et 15 août, entre 18 heures et 22 heures. Pendant ces périodes, il est recommandé de réduire sa consommation d’électricité, notamment en reportant l’usage des appareils électriques. Il peut s’agit de décaler le fonctionnement de sa machine à laver, aérer plutôt que de climatiser ou encore éteindre les appareils en veille.

Répondre aux spécificité du réseau électrique corse

La gestion de la production d’énergie en Corse est complexe à plusieurs égards. D’abord, EDF doit composer avec une population qui varie grandement d’une saison à l’autre. Si on compte 360 000 habitants permanents, la population peut grimper à plus de 800 000 en pleine saison.

En parallèle l’île n’est pas directement raccordée à la France continentale, et ne peut donc pas compter sur celle-ci pour compenser les variations de puissance. La seule interconnexion existante, la relie à l’Italie et la Sardaigne. Si celle-ci, appelée SACOI, affiche une puissance de 300 MW, la Corse ne profite que de 50 MW de capacité de soutirage.  De ce fait, l’île doit surtout compter sur ses propres moyens de production d’électricité, à savoir deux centrales thermiques, plusieurs centrales hydroélectriques et quelques moyens de production solaires et éoliens.

Pour limiter les émissions de CO₂, EDF a prévu de convertir la centrale de Lucciana au gaz naturel dès qu’il sera disponible sur l’île, et de remplacer la centrale du Vazzio par la centrale du Ricanto, qui produira de l’électricité à partir de 2027 grâce à de la biomasse liquide.

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C’est un douloureux retour à la réalité, pour l’État. Pendant la crise énergétique, celui-ci a pu compter sur l’éolien comme source de revenu. Mais depuis que les prix de l’électricité sont revenus à la normale, les énergies renouvelables redeviennent une charge de plus en plus importante.

La Commission de régulation de l’énergie vient de rendre son verdict concernant l’évaluation des charges de service publique de l’énergie à compenser pour l’année 2025. Par rapport aux évaluations de juillet 2024, le constat est sans appel : le soutien de l’État aux énergies renouvelables va coûter bien plus cher que prévu. Alors que la CRE avait estimé ce soutien à 4,335 milliards d’euros pour l’année 2025, il en coûtera finalement 6,202 milliards d’euros, soit une hausse de 43% !

Selon la CRE, cette hausse s’explique d’abord par le fait que le prix de l’électricité sur les marchés de gros a nettement baissé. Après des années 2022 et 2023 marquées par une importante crise énergétique, qui avait généré des recettes très importantes pour l’État, les prix reviennent à plus ou moins à la normale. Ainsi, les énergies renouvelables redeviennent une charge pour le budget de l’État, revenant à des niveaux proches de 2020.

En parallèle, les capacité renouvelables ne cessent de croître, ce qui augmente le volume totale soutenu. Selon la CRE, celui-ci est ainsi passé de 72 TWh en 2020 à 81 TWh en 2025.

Une hausse qui devrait se poursuivre en 2026

Malheureusement, la hausse du coût de soutien aux énergies renouvelables et à la cogénération au gaz naturel n’est pas prête de se terminer. La CRE prévoit ainsi, pour 2026, une hausse supplémentaire de 2,04 milliards d’euros des charges à compenser pour atteindre 12,94 milliards d’euros. Là encore, cette augmentation s’explique notamment par un volume total qui passe de 81 TWh en 2025 à une prévision de 90 TWh en 2026. Cette progression s’inscrit dans la mise en œuvre progressive de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE2) avec notamment un soutien en augmentation au biométhane injecté.

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Ce n’est pas la foudre qui s’est abattue sur la commune de La Peyratte, ce week-end, mais un mât de mesure, installé dans le cadre d’un projet de parc éolien. Si l’acte de vandalisme n’a pas été revendiqué, il témoigne d’un climat tendu, dans une commune où les opposants au projet sont nombreux. 

La nuit de vendredi à samedi a été mouvementée, dans cette commune des Deux-Sèvres. Un engin de chantier en location a été volé sur un chantier de réseau, pour servir à détruire un mât de mesure de 110 mètres de haut. En arrivant sur place, au matin du 9 août, les gendarmes n’ont pu que constater les dégâts et observer la structure métallique enchevêtrée avec l’engin de chantier.

Selon la société H2air, porteuse du projet, le coût des dégâts s’élève à 100 000 €. Outre sa structure en métal, le mât de mesure comporte un certain nombre de capteurs destinés à mesurer la vitesse et l’orientation du vent, mais également l’activité des chauve-souris.

Le projet d’installation de 3 ou 4 éoliennes est vivement contesté depuis sa présentation via une permanence publique au printemps. Selon certains opposants, une telle installation est inenvisageable dans une zone qui serait amenée à devenir un parc naturel régional. Une pétition a même enregistré près de 900 signatures. Néanmoins, le collectif Zérolienne, qui rassemble les opposants à ce projet, a condamné fermement l’acte de vandalisme.

Comme un air de déjà-vu

Ce n’est pas la première fois qu’un mât de mesure est vandalisé. C’est même une pratique récurrente, pour témoigner de l’opposition de certains à des projets éoliens. En septembre 2023, le même type d’acte a été relevé en Corrèze. Plus récemment, en mai, les câbles d’un mât de mesure ont été sectionnés, entraînant l’effondrement de ce dernier. Les dégâts auraient été estimés à 80 000 euros.

Selon un membre du bureau des Écologistes dans les Deux-Sèvres, interviewé par nos confrères de France Bleu, ce type de comportement « traduit un profond sentiment de détresse chez certains citoyens ». Jean Collon a ajouté : « C’est le résultat d’une grave inquiétude démocratique. C’est une perte de confiance. Par les voies normales, ils s’aperçoivent que ça ne fonctionne pas donc certains se disent puisque le dialogue ne fonctionne pas, on s’y prend autrement. Et c’est vraiment très désagréable comme situation générale ».

L’événement ne semble pas freiner les porteurs de projets qui prévoient d’installer un nouveau mât rapidement. Trois plaintes ont été déposées par l’entreprise porteuse du projet éolien, la société de location de l’engin de chantier, et la société de travaux publics qui louait celui-ci.

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Le Kazakhstan veut faire mentir le dicton « Les cordonniers sont toujours les plus mal chaussés ». Le premier producteur d’uranium au monde va enfin s’équiper d’une centrale nucléaire, 26 ans après l’arrêt de son seul réacteur. 

Le programme nucléaire du Kazakhstan vient de franchir une étape importante avec la cérémonie de lancement des travaux de sa toute nouvelle centrale nucléaire. Cet événement intervient quelques mois seulement après que la population ait voté en faveur du nucléaire par le biais d’un référendum. Pour le moment, les travaux entamés consistent à repérer le meilleur emplacement possible pour la centrale, grâce à la réalisation de puits d’exploration et à l’étude d’échantillons de sol. Dans tous les cas, la centrale devrait être construite à proximité d’Uklen, sur la côte ouest du lac Balkhach. C’est à cet endroit qu’un projet de centrale avait déjà été envisagé il y a presque 30 ans.

Si la France et la Corée du Sud ont tenté leur chance pour la construction de la centrale, c’est finalement la Russie qui a été choisie, par le biais de sa société Rosatom. Le site devrait comporter 2 réacteurs de type VVER-1200 de génération 3+, d’une puissance unitaire comprise entre 1200 et 1400 MW. Il s’agit de réacteurs à eau sous pression comparables aux EPR1200, qu’EDF envisage de commercialiser.

Deux centrales supplémentaires dans les cartons

Le Kazakhstan ne compte pas s’arrêter là, et travaille déjà à la construction de deux centrales nucléaires supplémentaires, qui devraient cette fois être construites par la Chine, via la société China national nuclear corporation (CNNC). La première des deux futures centrales chinoises pourrait être construite à proximité de Kourtchatov, un haut lieu des essais nucléaires à l’époque soviétique. Située au nord-est du pays, la ville scientifique a eu un rôle majeur dans le développement des armes nucléaires soviétiques, et fut pendant longtemps presque impossible d’accès.

Enfin, la troisième centrale pourrait être construite à Aktaou, une ville portuaire située sur la rive orientale de la mer Caspienne. Ce choix n’est pas non plus un hasard, car la ville a abrité pendant plus de 20 ans un réacteur BN-350 de conception russe. Premier de la série des réacteurs à neutrons rapides russe, ce réacteur, d’une puissance électrique brute de 90 MW, fournissait la ville en électricité, et était couplé à un dessalinisateur destiné à adoucir l’eau de la mer Caspienne.

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L’Australie ne cesse de faire parler d’elle pour ses efforts en matière de décarbonation de son mix électrique. Pour y parvenir, elle travaille actuellement sur sa manière de stocker l’électricité, et donne une place de plus en plus grande au grid-forming. 

Il semblerait bien que l’univers du stockage d’énergie par batterie entre dans une nouvelle ère : celle du grid-forming. La dernière intervention de Shane Bannister, responsable du développement commercial de la division Megapack de Tesla lors du Sommet australien pour l’énergie propre le confirme. Lors d’un discours à cette occasion, ce dernier a ainsi déclaré : « Je ne pense pas que nous vendrons encore des batteries en Australie qui ne soient pas grid-forming ». Le grid-forming, cette technologie que l’on a récemment évoqué, suscite un intérêt grandissant pour sa capacité à participer à la stabilisation du réseau.

Dans ce contexte, le gestionnaire australien du système de transport d’électricité Transgrid a annoncé que les batteries de stockage à technologie grid-forming seront au cœur du système électrique de la Nouvelle-Galles du Sud, avec un objectif de puissance affiché à 5 GW d’ici 2032 ou 2033.

Une technologie indispensable pour le développement des énergies renouvelables

Jusqu’à présent, les systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) utilisaient généralement une technologie appelée grid-following. Cette dernière a la particularité de nécessiter un réseau fonctionnel pour pouvoir fonctionner. De ce fait, elle ne permet pas aux batteries de participer de façon active à la stabilisation du réseau.

À l’inverse, les batteries grid-forming peuvent avoir le rôle de source de tension autonome, et peuvent générer une inertie synthétique qui imite l’inertie des machines tournantes comme celles qui équipent les grands sites industriels, les centrales nucléaires ou encore les centrales hydroélectriques. La France bénéficie de nombreuses infrastructures qui participent à stabiliser le réseau, comme ses nombreux réacteurs nucléaires ou ses centrales hydroélectriques. Mais de son côté, l’Australie, qui cherche à décarboner son mix électrique à travers l’éolien et le solaire, manque de ce type d’infrastructure lourdes, présentant une forte inertie. Dans ces conditions, la technologie grid-forming constitue un outil indispensable pour permettre la sécurisation du réseau, et ce malgré la fermeture de ses 16 centrales à charbon encore en activité.

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Voici une actualité qui pourrait donner des idées aux scénaristes de l’univers Marvel. Un nid de guêpes, aux niveaux de radioactivités dépassant largement la moyenne autorisée, a été retrouvé au cœur de l’un des plus grands sites nucléaires des États-Unis. 

C’est une drôle de découverte qui a été faite, sur le site nucléaire de Savannah River, sur la côte Est des États-Unis. Des travailleurs sont tombés sur un nid de guêpes affichant un niveau de radioactivité 10 fois supérieur à la moyenne autorisée par la réglementation. Juché sur un poteau, ce nid se trouvait à proximité de sites de stockage de plusieurs millions de mètres cubes de déchets radioactifs.

Selon le département américain de l’Énergie, le nid a été pulvérisé, puis traité comme un déchet nucléaire. Le département a tenu un discours rassurant en expliquant que les guêpes étaient moins radioactives que le nid, et qu’elles ne parcouraient généralement que quelques centaines de mètres autour de leur nid. Le site de Savannah River représentant une surface de 80 000 hectares, soit 8 fois Paris intra-muros, il y a très peu de chance qu’elles se soient rendues à l’extérieur du site.

Toujours selon le rapport, cette radioactivité ne proviendrait pas d’une fuite, mais de la radioactivité héritée du site. Ouvert en 1950, Savannah River ne dispose plus de réacteur actif, mais a servi à produire du plutonium pour les armes nucléaires pendant de nombreuses années. Aujourd’hui encore, le site est utilisé pour la gestion des déchets nucléaires.

L’impact de la radioactivité sur la faune et la flore

Ce n’est pas la première fois que le site fait l’objet de possibles contaminations de la faune et la flore. Déjà, en 2017, des déjections radioactives d’oiseaux avaient été retrouvées sur le toit d’un bâtiment, indiquant une possible contamination d’oiseaux. Une importante pollution au tritium, un radionucléide difficile à contenir, a également été constatée. Le tritium aurait même contaminé des rongeurs présents sur le site. Selon une étude, certains de ces rongeurs affichaient une radioactivité 1740 fois plus importante qu’une population témoin située en dehors du site !

Si on retrouve relativement peu de rapports sur l’impact de la radioactivité sur la biodiversité autour des sites nucléaires, des catastrophes comme Tchernobyl ou Fukushima ont donné des exemples de ces potentiels impacts. Suite à l’incident de Tchernobyl, des taux anormaux de radioactivité ont été retrouvés dans des populations de chiens errants, et même de sangliers en Bavière allemande. Ces derniers affichaient un taux de 15 000 Bq/kg contre 600 Bq/kg en temps normal. En Pologne, une étude menée jusqu’en 2023 a montré que des taux élevés de radioactivité pouvaient persister chez les sangliers même 35 ans après la catastrophe. Cela s’explique particulièrement par le fait que la radioactivité, après être retombée dans le sol, se retrouve captée par les végétaux et les champignons. Ces derniers sont ensuite consommés par des animaux comme les sangliers.

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C’est un partenariat qui fonctionne bien ! Après avoir lancé le ferry le plus rapide au monde entre l’Argentine et l’Uruguay, la société de transport Buquebus et le chantier naval Incat travaillent, cette fois, à la construction du plus grand et plus rapide ferry électrique au monde. Sa mise en service est prévue d’ici la fin de l’année. 

La mise en service du plus grand ferry électrique au monde se précise ! En 2023, la société de transport Buquebus annonçait vouloir un ferry électrique pour réaliser des traversées de 83 kilomètres entre Buenos Aires, en Argentine, et Colonia del Sacramanto, en Uruguay. Deux ans plus tard, les images de synthèse ont laissé place à des photos du navire, dans l’une des cales du chantier naval Incat Tasmania, au sud de l’Australie.

La fiche technique est désormais plus précise, et remplit les objectifs de départ avec une capacité d’emport de 1200 passagers et 225 véhicules pour un bateau d’une longueur de 130 mètres. Le navire, dont le nom officiel est « China Zorrilla », accueillera même une zone commerciale de 2300 mètres carrés, la plus grande pour un ferry.

Côté propulsion, ce sont 8 moteurs hydrojets électriques qui permettront au ferry de se déplacer. Ils seront alimentés par une batterie colossale de 40 MWh, pour 250 tonnes. C’est l’équivalent de 10 Megapacks de chez Tesla, ou 1000 Renault 5 électriques ! Le ferry pourra être rechargé grâce à des chargeurs rapides, également développés par la société Incat Tasmania. Ils permettront de recharger le navire de 20% à 80%, soit 24 MWh, en seulement 40 minutes.

Construit par le spécialiste des catamarans à grande vitesse

Si le China Zorrilla se destine à l’Amérique du Sud, sa construction a lieu dans la petite ville de Hobart, dans le sud de la Tasmanie. Cette ville portuaire accueille, en effet, Incat Tasmania, un chantier naval spécialisé dans les catamarans rapides, grâce à des structures en aluminium. Il a notamment construit le HSC (High Speed Craft) Francisco, navire commercial le plus rapide au monde, capable d’atteindre 107 km/h !

Il y a de grandes chances qu’il reste le plus grand ferry électrique au monde pendant 5 ans, avant d’être rattrapé par le Helios. Ce dernier, commandé par le groupe finlandais Viking Line, devrait transporter jusqu’à 2000 passagers et 650 voitures sur une distance similaire au China Zorilla, mais grâce à une batterie d’une capacité comprise entre 85 et 100 MWh.

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Symbole des arnaques qui se multiplient dans le domaine des installations photovoltaïques, une habitante des Bouches-du-Rhône a subi de coûteuses déconvenues. Après avoir déboursé une somme très élevée pour une banale centrale solaire photovoltaïque, l’installateur a fait faillite. Des arnaqueurs en ont profité pour lui faire acheter une batterie solaire qui n’a jamais fonctionné. 

L’histoire, racontée par nos confrères de La Provence, commence en janvier 2023. Une habitante de la ville d’Arles décide de faire installer six panneaux photovoltaïques afin de réduire sa facture d’électricité, pour un montant total de 18 000 euros. Une somme extrêmement élevée pour une centrale dont la puissance est certainement inférieure à 3 kWc. Si l’installation fonctionne parfaitement, l’entreprise chargée de la pose fait faillite avant de transmettre à l’habitante un document indispensable pour qu’EDF OA puisse lui racheter son surplus de production.

Un an et demi plus tard, une entreprise, appelée RPPV, vient la démarcher à son domicile. Elle se présente comme un spécialiste du photovoltaïque, et lui propose non seulement de reprendre le dossier pour le terminer, mais également d’installer une batterie domestique Mylight permettant de stocker l’énergie non consommée pour la réutiliser plus tard.

Une batterie facturée, mais pas activée

Sauf que voilà : une facture de 7 300 euros plus tard, l’habitante se retrouve toujours dans la même situation, mais avec une batterie non fonctionnelle en plus dans son logement. La société n’aurait pas mis en service le dispositif de stockage facturé, et n’aurait pas non plus procédé à l’entretien des panneaux photovoltaïques, une prestation figurant également sur la facture. Depuis, l’habitante n’a plus aucune nouvelle de RPPV : même son courrier recommandé lui a été retourné, faute d’accès à l’adresse de l’entreprise. En allant porter plainte à la police nationale, elle apprend qu’elle est la deuxième personne à entamer une démarche à l’encontre de la société en question.

Les arnaques aux installations photovoltaïques se multiplient

Ce témoignage fait écho à de nombreuses situations en France. En effet, les arnaques aux panneaux photovoltaïques se multiplient. Parmi les pratiques abusives utilisées à ce sujet, le démarchage téléphonique agressif n’est que la partie émergée de l’iceberg. On retrouve d’autres formes d’arnaques, comme des bons de commande déguisés en devis ou en étude de faisabilité, des crédits déguisés avec des taux très élevés, ou plus simplement des installations mal dimensionnées.

Selon un sondage de 2023, commandé par UFC-Quechoisir, près de 36 % des personnes ayant installé des panneaux solaires estiment avoir été victimes d’une forme d’arnaque ou de litige. Face à cette situation, la prudence est de mise lorsque l’on souhaite installer des panneaux photovoltaïques. Voici quelques conseils qui permettent de vérifier la réputation d’une entreprise :

• Vérifier les certifications officielles, comme RGE QualiPV, grâce à l’annuaire officiel des professionnels RGE
• Contrôler l’assurance décennale
• Consulter les avis clients en ligne sur Google ou les sites spécialisés
• Demander des références d’anciens clients et des avis détaillés
• Comparez plusieurs devis
• Ne jamais faire confiance aux démarcheurs pressants ou agressifs

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Pour permettre le développement d’une économie circulaire solide dans le domaine du stockage d’électricité, l’Union européenne travaille à la mise en place d’un passeport batterie. Il devrait être effectif à partir de février 2027

L’Union européenne y travaille depuis 2023, et il deviendra obligatoire à partir du 18 février 2027 : le passeport batterie. Ce document numérique, accessible à partir d’un simple QR code sur chaque batterie de plus de 2 kilowattheures (kWh) commercialisée en Europe, a pour objectif d’encourager l’économie circulaire des batteries, et de renforcer la confiance du public dans la filière.

Ce dossier numérique comportera de nombreuses informations, par exemple :

• Les matières premières utilisées dans la batterie
• Le taux de contenu recyclé
• L’empreinte carbone de la batterie
• Ses performances
• Son niveau d’usure

Cette sorte de fiche technique numérique devrait également permettre de faciliter le recyclage des batteries, tout en ouvrant la voie à un véritable marché de la seconde vie. Cette meilleure gestion des batteries devrait permettre de limiter l’extraction de nouvelles matières premières, et de favoriser des pratiques minières plus responsables en les rendant accessibles depuis ce passeport. S’il était d’abord prévu pour le secteur automobile, le passeport batterie va finalement être étendu à l’ensemble des batteries de 2 kWh ou plus. Cela comprend donc les voitures électriques, mais également les moyens de transport légers comme les vélos électriques, ou encore les batteries domestiques et industrielles.

Certains constructeurs ont pris de l’avance

Si ce fonctionnement prendra effet à partir de 2027, certains industriels ont pris les devants. C’est le cas de Volvo, qui a inauguré sa propre vision du passeport batterie avec le EX90 en 2024. Le SUV électrique comporte un QR code qui donne accès à la « pièce d’identité » de la batterie. On y retrouve de nombreuses informations comme la composition chimique de la batterie, ou encore l’origine des matériaux utilisés. Le document en question a également une utilité directe pour le propriétaire du véhicule. En effet, il précise la capacité restante de la batterie, ainsi que sa durée de vie potentielle. Ainsi, si la capacité de la batterie passe sous la barre des 70 % pendant la période de garantie, Volvo procède à son remplacement.

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La France va de nouveau mettre la main au portefeuille pour accroître ses capacités en matière d’éolien en mer flottant. Au total, ce sont près de 11 milliards d’euros qui devraient être fléchés pour l’extension de trois parcs éoliens. 

La Commission Européenne vient de valider une aide de près de 11 milliards d’euros prévue par la France, pour l’extension de plusieurs parcs éoliens flottants. Cette aide concerne trois des quatre extensions de parcs concernées par l’appel d’offre AO9, à savoir Bretagne sud, ainsi que deux parcs flottants prévus en Méditerranée. Au total, ces trois extensions représentent une puissance cumulée de 1,5 GW, et une production estimée à 2,2 TWh par an, soit l’équivalent de la consommation annuelle de 450 000 foyers français.

Cette aide s’inscrit dans le cadre du programme « Clean industrial deal state aid framework » (CISAF) qui vise à soutenir la transition industrielle vers une économie propre et décarbonée. Elle prendra la forme de contrats pour différence, avec notamment la prise en compte de critères comme la résilience de la chaîne d’approvisionnement afin de réduire la dépendance à certains marchés, en particulier de la Chine. Ces contrats doivent particulièrement encourager la production nationale et européenne de turbines et d’autres composants nécessaires aux éoliennes offshore comme les flotteurs. Cette aide importante est censée aider la France à atteindre ses objectifs énergétiques à l’horizon 2030.

Quid de l’extension du parc d’Oléron ?

Néanmoins, un détail de cette aide interpelle : seuls trois des quatre projets d’extension de l’appel d’offre AO9 sont concernés. En effet, la Commission Européenne ne mentionne pas l’extension du parc éolien flottant prévu au large de l’île d’Oléron. Cette extension, située à 40 km des côtes de l’île d’Oléron, devrait afficher une puissance supérieure à 1 GW pour une superficie de 250 km².

Si aucune justification n’a été apportée à ce sujet, il s’agit là d’un nouveau signal négatif, concernant un parc d’Oléron qui multiplie les déconvenues. Les difficultés techniques, associées à un tarif peu attractif, auraient découragé 8 des 9 candidats présélectionnés en 2023 dans le cadre de l’appel d’offres AO7.

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Une compagnie maritime est parvenue à faire des économies drastiques de carburant en rénovant l’un de ses ferrys. Une étape importante dans la quête de sobriété du secteur maritime.

6550 € : voilà ce qu’économise, à chaque traversée, la société Corsica Linea depuis qu’elle a fait rénover le Pascal Paoli, un RoPax (ferry capable de transporter des véhicules et des passagers) de 174 mètres de long qui assure la liaison entre Marseille et Bastia. Cette rénovation intervient dans un objectif de réduction des émissions de CO2, souhaité par la compagnie, qui opère neuf navires entre le continent et la Corse. Elle espère ainsi réduire ses émissions de 40 % d’ici 2030.

Pour économiser autant de carburant, le Pascal Paoli a d’abord subi une modification de son bulbe d’étrave. Ce bulbe, que l’on retrouve à l’avant de la plupart des navires, a pour rôle de créer une vague qui s’oppose à la vague normale créée par le mouvement du bateau. Cette vague créée par le bulbe permet de réduire les frottements de l’eau sur la coque, diminuant ainsi la consommation en carburant. En parallèle, les hélices du navire ont été remplacées par des modèles à pas variable qui offrent une meilleure adaptation en fonction des conditions de mer, et de l’allure.

Cet ensemble de modifications a permis d’atteindre une réduction de près de 22 % de la consommation en carburant. Le chiffre est d’autant plus impressionnant, que le navire réalise en moyenne 5 traversées par semaine avec à son bord 655 passagers et environ 130 véhicules.

La difficile décarbonation du transport maritime

Corsica Linea ne compte pas s’arrêter là, puisqu’un autre de ses navires subit actuellement une rénovation similaire, à savoir le Jean Nicoli. En économisant plusieurs milliers de litres de carburant par traversée, cette étape est très importante pour réduire les émissions de CO2. L’entreprise travaille également à l’optimisation de l’exploitation de ses ferrys avec une navigation plus sobre, ou encore le recours à des connexions électriques à quai.

L’optimisation de la consommation énergétique des ferrys est d’autant plus importante, que la décarbonation de leurs modes de propulsion s’annonce complexe. Si les ferrys électriques deviennent de plus en plus une réalité, ils ne peuvent couvrir que des courtes distances, à l’image du futur plus grand ferry électrique au monde, qui devrait réaliser des traversées de 83 km dès la fin 2025. Ces derniers nécessitent aussi de lourdes infrastructures de recharge dans chaque port, reliées à un réseau électrique fiable.

Au nord de la France, la compagnie Brittany Ferries mise sur des technologies hybrides qui reposent sur l’utilisation de GNL et d’électricité. Selon la compagnie, cette solution réduirait de 15 % la consommation en carburant, et de 25 % les émissions de CO2. Entré en service en février dernier, le Saint-Malo assure la liaison entre Saint-Malo et Portsmouth avec à son bord 1290 passagers et plusieurs dizaines de véhicules.

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Après une baisse colossale depuis plusieurs années, le prix de production de l’énergie solaire commence à se stabiliser. Selon l’IRENA, cette tendance pourrait se confirmer dans les prochaines années, la faute à un contexte géopolitique incertain. 

L’agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA) vient de publier son traditionnel rapport annuel sur le coût des énergies renouvelables. Ce rapport fleuve, qui atteint presque les 200 pages, revient longuement sur le coût moyen actualisé de l’énergie solaire dans le monde. Pour l’année 2024, celui-ci est de 0,04 €/kWh, soit une hausse de 0,6 % par rapport à 2023. Ce chiffre tend donc à se stabiliser après avoir été marqué par une baisse de 12 % entre 2022 et 2023.

À ce sujet, tous les pays ne sont pas égaux. Les États-Unis affichent un coût actualisé de l’énergie (LCOE en anglais) de 0,064 €/kWh, tandis que l’Inde et la Chine, qui multiplient les projets d’envergure, affichent un LCOE de respectivement 0,035 €/kWh et 0,03 €/kWh sur l’année.

Augmentation du coût d’installation en France

Le coût total des installations solaires à grande échelle, qui ne considère que la fabrication, la construction et la mise en service d’un système photovoltaïque, a lui baissé de 11 % et s’élève à 636 €/kW. Cela représente même une baisse de 87 % par rapport à 2010 ! Ce chiffre s’explique au deux tiers par la baisse de prix des modules et des onduleurs, et à 30 % par la réduction du coût d’installation. Ce sont encore la Chine et l’Inde qui affichent les TIC les plus bas avec 483 €/kW pour l’Inde et 544 €/kW pour la Chine.

L’Europe est loin derrière, avec 717 €/kW. La France a même connu une augmentation conséquente de 20 %, notamment à cause des surcoûts des chaînes d’approvisionnement locales, et des exigences en matière d’autorisation.

Une remontée des prix à court terme ?

Malgré une tendance à la baisse sur le long terme, l’IRENA se montre prudente, et envisage une remontée des prix à court terme. En effet, les tensions géopolitiques associées aux variations de droits de douanes pourraient engendrer une hausse globale. De plus, les coûts plus élevés devraient se maintenir en Europe et en Amérique du Nord, notamment du fait de coûts système plus élevés et à une capacité limitée du réseau. À l’inverse, l’Asie, l’Afrique et l’Amérique du Sud devraient enregistrer des baisses de coûts plus marquées grâce à un très fort potentiel renouvelable.

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