Le Gouvernement annonce ce jour qu’il renonce à présenter une loi de programmation de l’énergie et relance une consultation sur la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Ce n’est une bonne nouvelle ni pour le climat, ni pour l’autonomie stratégique de la France, ni pour notre sécurité énergétique.

Le point positif, c’est la référence à la « stratégie française énergie climat » (SFEC) qui avait été largement débattue tout à long de l’année 2023. Mais on se demande l’intérêt de la soumette à nouveau à un débat public, au risque de perdre encore un temps précieux.

Quoi qu’il en soit, prenons acte de la volonté du ministre de l’énergie de reprendre les conclusions des travaux menés l’année dernière, qui avaient permis d’identifier les objectifs de développement des énergies renouvelables nécessaires pour garantir la sécurité énergétique de la France, tout en accélérant la sortie des énergies fossiles : une multiplication par 5 de la production d’électricité solaire (soit 100 GW de capacités installées) d’ici 2050 ; un doublement de la capacité de production éolienne terrestre (soit 40 à 45 GW) ; une capacité de 45 GW d’éolien en mer. Le ministre n’a cependant pas précisé l’ambition qu’il porte s’agissant des filières de production de chaleur renouvelable, qui seront absolument essentielles pour boucler l’équation énergétique globale, notamment le bois-énergie, tandis que les objectifs affichés pour les gaz renouvelables semblent beaucoup trop faibles (multiplier la production de biogaz par 5 d’ici 2050). Ajoutons enfin qu’il manque dans ce texte les objectifs permettant de lancer les premiers appels d’offres sur l’hydrolien, comme le Président de la République s’y est engagé à Nantes le 28 novembre dernier.

Mais la PPE, c’est le règlement. En renonçant à se doter d’un cadre stratégique législatif, la France sous-estime la nécessité d’une assise politique forte pour conduire dans la durée les changements qu’implique la transformation de notre système énergétique. La France rate ainsi l’occasion de graver dans le marbre les engagements qu’elle a pris au travers de l’accord de Paris pour atteindre la neutralité carbone en 2050.  Par ce choix, elle se met en porte-à-faux vis-à-vis des engagements européens qu’elle a pris en matière de développement des énergies renouvelables, puisqu’elle maintient dans le code de l’énergie des objectifs en-deçà de ceux définis dans la directive RED 3.

Ce renoncement fait peser un doute sur le volontarisme avec lequel le Gouvernement entend aborder la transition énergétique, et ce alors que l’ADEME a chiffré fin 2023 le coût de l’inaction climatique à 10% du PIB, soit 260 milliards d’euros annuels.  Les industriels appelés à mettre en œuvre les investissements considérables nécessaires à la transition énergétique ne peuvent donc pas s’appuyer sur une vision de long terme définie par la représentation nationale.

Curieusement, le gouvernement prévoit un projet de loi pour la protection des consommateurs qui vise l’action des fournisseurs. Mais dans la hiérarchie des insécurités, la première et la plus importante est l’instabilité des prix à laquelle nous expose notre dépendance de plus de 60 % aux énergies fossiles importées. La première façon d’apporter de la sécurité aux consommateurs, c’est de retrouver de la souveraineté énergétique, et cela mérite bien une loi !

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Pour produire de l’électricité, il faut parfois en passer par des ouvrages imposants. Même s’ils peuvent rester cachés à nos regards. C’est le cas d’un tunnel qu’EDF a creusé dans la montagne française il y a déjà plus de 70 ans. Le tunnel de Malgovert.

Les initiés l’appellent la galerie de Malgovert. Un tunnel de 4,5 mètres de diamètre et de près de 15 kilomètres de long. Le tout creusé sous le mont Pourri (Savoie), à quelque 1500 mètres d’altitude. Jusqu’au début de ce mois de juin, EDF y réalise des travaux de maintenance et de modernisation. Il faut dire que ce tunnel a été percé il y a plus de 70 ans déjà. En 1952. Pendant la mise en chantier du barrage de Tignes. Et même si d’importants travaux y ont déjà été menés il y a quelques années, de nouvelles interventions sont toujours utiles.

Un tunnel pour acheminer l’eau d’un barrage vers une centrale hydroélectrique

Pour bien comprendre, il faut situer le chantier. L’histoire se joue sur le domaine de la Haute Tarentaise (Savoie). Là, EDF exploite un important complexe hydroélectrique. Des prises d’eau, plusieurs centrales et des barrages. Parmi eux, celui de Tignes. Il est le plus haut barrage de France, perché à environ 1 700 mètres d’altitude. Sa capacité : 235 millions de m³. C’est l’équivalent de 110 000 piscines olympiques.

Le tunnel de Malgovert correspond à ce que les experts appellent une galerie d’amenée. Le tunnel, en effet, court pour ainsi dire du barrage de Tignes — plus exactement, de la retenue des Brévières qui alimente aussi la première usine hydroélectrique en aval du barrage de Tignes — jusqu’à la centrale hydroélectrique de Malgovert. Il fonctionne comme un drain non étanche et collecte ainsi une eau déversée jusqu’à 100 litres par seconde dans une galerie blindée de 3,20 mètres de diamètre. Le tout sur une distance de 14,7 kilomètres jusqu’à deux conduites forcées qui accélèrent alors la chute de l’eau vers l’usine hydroélectrique de Malgovert.

Celle-ci a été mise en service en 1953. Elle turbine jusqu’à 50 mètres cubes par seconde de l’eau stockée par le barrage de Tignes. Et elle produit environ 680 gigawattheures (GWh) par an. C’est l’équivalent de la consommation de plus de la moitié des habitants de la Savoie. La production de l’ensemble du complexe hydroélectrique, quant à elle, atteint les 80 % des besoins du département.

Le tunnel de Malgovert en travaux

Il y a quelques années, c’est surtout sur les conduites forcées que des travaux ont été effectués. Celles par lesquelles l’eau chute de quelque 700 mètres vers les turbines de l’usine de Malgovert. L’opération délicate par son envergure, mais aussi par les conditions de terrain — avec des pentes parfois à 80 % — et par les conditions météorologiques, a mobilisé jusqu’à 200 personnes. Le tout organisé de manière à limiter au maximum l’impact sur l’environnement et la population.

Pour mener à bien les nouveaux travaux de modernisation et de maintenance nécessaires dans le tunnel de Malgovert, EDF Hydro Alpes a d’abord dû provoquer un « assèchement » de la retenue du barrage de Tignes depuis le début de l’hiver. Comprenez que l’eau stockée a été utilisée régulièrement pour produire de l’hydroélectricité. Et lorsque la retenue a atteint son niveau minimum d’exploitation — soit environ 1655 mètres NGF, en d’autres mots, 1655 mètres au-dessus du « nivellement général de la France », soit presque autant de mètres au-dessus du niveau de la mer —, il y a quelques jours, les opérations ont pu commencer. Un chantier de 7 millions d’euros pour reprendre, notamment, les parties blindées de la galerie, les portes étanches, les conduites forcées et les groupes de production. Ensuite, la fonte des neiges, attendue dans les semaines à venir, devrait permettre au barrage de Tignes de retrouver progressivement son niveau habituel pendant l’été.

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Avec la fin progressive du bouclier tarifaire annoncée pour 2025, les Français sont confrontés à un prix de l’électricité en constante hausse et à son impact sur leur budget.

Une étape est franchie : les Français ont compris que nous étions entrés dans une nouvelle ère, celle de l’énergie qui a un coût, celles des énergies dites « conventionnelles » qui sont chères, qui impactent le pouvoir d’achat et nécessitent de faire des choix et de penser à une autre manière de consommer.

Cette année, l’enveloppe moyenne allouée au règlement des factures d’énergie atteint un sommet historique puisque, selon la dernière édition de notre baromètre Qualit’EnR, les Français affectent désormais 20 % de leur budget au règlement des factures de chauffage, eau chaude et électricité…

Pour mieux gérer son budget, il faut d’abord comprendre ses factures

L’inquiétude est de mise puisque plus d’un Français sur deux s’inquiète de sa capacité à faire face aux prochaines augmentations alors qu’ils sont déjà nombreux à rencontrer des difficultés à les payer aujourd’hui. Dans ce contexte, l’inquiétude pourrait vite se transformer en méfiance tant les factures et la tarification semblent difficiles à comprendre pour certains. De plus, l’écosystème de la rénovation énergétique apparait nébuleux pour la plupart. Soyons clairs, les Français sont légitimes à demander une clarification de leur facturation et des dispositifs d’aides à la rénovation énergétique de leur habitat afin de pouvoir gérer le coût de l’énergie en accord avec leur pouvoir d’achat !

Les EnR ont un rôle central à jouer

Les Français ont désormais une vision claire du rôle essentiel que les énergies renouvelables vont jouer pour diminuer le montant de leurs factures et améliorer la performance énergétique de leur habitat. En 2024, ils sont unanimes à encourager le développement de la filière EnR pour les solutions de chauffage, d’eau chaude et d’électricité. Ils estiment que les EnR sont incontournables pour améliorer la performance énergétique de leur habitat. Ils citent spontanément les travaux de rénovation énergétique ou l’achat d’équipements performants comme un moyen de réduire leurs factures énergétiques : les pompes à chaleur, le photovoltaïque, les poêles à bois, la chaleur solaire ont le vent en poupe !

Besoin de stabilité et de perspective

Pour aider les Français à adapter leur mode de consommation énergétique et à opérer en confiance la transition énergétique de leur habitat, donnons-leur les moyens d’agir ! Offrons-leur une perspective et un champ d’action en programmant sur plusieurs années une politique d’éligibilité aux financements, de conseil et de fléchage stable associant pleinement tous les acteurs de la rénovation énergétique, installateurs et industriels compris.

André JOFFRE est le président de Qualit’EnR, l’association française pour la qualité d’installation des systèmes à énergie renouvelable. De formation ingénieur Arts et Métiers et fervent militant du développement de l’énergie solaire, il travaille depuis plus de 40 ans dans le domaine.

Il y a 42 ans, il participe avec trois autres associés à la création de TECSOL, qui est aujourd’hui le principal bureau d’études indépendant spécialisé en énergie solaire. 

Il est également le président du pôle de compétitivité DERBI, qui réunit dans la région Languedoc-Roussillon les acteurs impliqués dans le développement de la filière des énergies renouvelables. 

Il préside Qualit’EnR depuis sa création en 2006 jusqu’en 2018 et à nouveau depuis 2019.

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Les turbines Arabelle vont-elles réellement revenir sous giron tricolore ? Plus de 2 ans après l’annonce du chef de l’État relative au rachat de l’usine de Belfort par EDF, la situation semble être au point mort. Si EDF se fait très discret sur le sujet, un haut cadre de l’électricien français a évoqué le poids du contexte géopolitique actuel sur la transaction.  

En février 2022, lors d’un déplacement à l’usine de production des turbines Arabelle de Belfort, le Président de la République annonçait le rachat de l’usine par EDF, une annonce symbolique après la vente de cette usine à General Electric 8 ans plus tôt. Mais depuis, le silence règne sur le dossier Arabelle. À la fin du mois de mars, Robert Poggi, directeur à l’action régionale du groupe EDF en Bourgogne-France-Comté, s’est laissé à quelques confidences durant une conférence de presse, annonçant que l’avancement du dossier était « une question d’État à État ». Il a ensuite ajouté « Ce n’est plus une question de négociation financière entre GE et EDF, mais plutôt géopolitique entre les États-Unis, la France et la Russie ».

Et pour cause, depuis la déclaration d’Emmanuel Macron, la guerre en Ukraine a bousculé l’échiquier international. Jusqu’à aujourd’hui, les sanctions internationales qui pèsent sur la Russie ne concernaient pas le secteur du nucléaire, mais il est n’est pas impossible que la situation change dans un avenir proche.

La guerre en Ukraine au cœur du problème

À l’échelle de l’usine de Belfort, une combinaison de facteurs pourrait expliquer la complexité de la situation. D’abord, la Russie est l’un des principaux clients de l’usine par l’intermédiaire de ROSATOM, le géant du nucléaire. L’entreprise réalise, actuellement, plusieurs chantiers de construction de réacteurs nucléaires équipés de turbines Arabelle.  C’est notamment le cas pour la centrale nucléaire d’Egypte d’El Daaba, ou encore la centrale turque d’Akkuyu. Alors qu’il possédait l’usine, General Electric a remplacé le logiciel français de commande des turbines Arabelle par son propre logiciel sous brevet américain. Dans ce contexte, si des sanctions étaient mises en place par les États-Unis à l’encontre de la Russie dans le secteur du nucléaire, General Electric pourrait être contraint de ne plus mettre à jour son logiciel de commande, ce qui poserait un problème direct sur la mise en œuvre des turbines. Pour que la situation se débloque, EDF aurait besoin d’une aurait besoin de certitudes de la part de General Electric et du gouvernement américain sur le fait que d’éventuelles sanctions contre la Russie n’impacteraient pas le logiciel de commande.

Derrière cette situation se cache également une guerre économique avec, comme enjeu, le secteur mondial du nucléaire civil. Face aux défis de la transition énergétique, le nucléaire fait face à un regain d’intérêt et les États-Unis comptent bien prendre leur part du gâteau. Pour cela, ce contrôle exercé sur l’usine de Belfort permet au pays de l’Oncle Sam de faire pression à la fois sur la France et sur la Russie. Dans ce même objectif, le pays, qui se fournit en uranium enrichi via ROSATOM, devrait être autonome sur la question à partir de 2025.

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En France, une start-up nommée Jimmy a déposé une première demande d’autorisation pour un mini-réacteur nucléaire.

Mini-réacteur nucléaire : il sera basé à Bazancourt

La start-up Jimmy a soumis une demande d’autorisation auprès du ministère de la Transition écologique pour la construction d’un mini-réacteur d’une puissance de 10 mégawatts. Si approuvé, il alimentera le complexe industriel de Cristanol à Bazancourt. Ce réacteur remplacera les brûleurs à gaz, grands émetteurs de gaz à effet de serre. Il est similaire à une chaudière à combustible nucléaire et ambitionne de révolutionner l’approvisionnement en chaleur industrielle grâce à sa capacité à produire de la vapeur sans émissions de CO2.

Le parcours vers la réalisation de ce projet est encore loin. En effet, un processus d’instruction pourrait durer au moins trois ans sous l’égide de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN). Cette étape comprend une étude environnementale et une enquête publique, permettant aux parties prenantes de donner leur avis. L’ASN, connue pour sa rigueur, a promis d’adopter une approche encore plus stricte envers les mini-réacteurs.

Le marché des PRM est en pleine expansion

Au-delà de produire de l’électricité, les petits réacteurs modulaires (PRM) visent à répondre aux besoins en chaleur des industries lourdes telles que la chimie, le verre et l’acier. Ils dépendent encore largement des combustibles fossiles. Ce projet illustre l’engagement de la France dans la diversification de son mix énergétique en intégrant des solutions nucléaires de nouvelle génération pour compléter les grandes installations existantes et les sources renouvelables.

Avec plus de 80 projets de mini-réacteurs en développement dans le monde, notamment en Russie et en Chine, le marché des PRM est en pleine expansion. Toutefois, leur succès dépendra de nombreux facteurs, notamment l’acceptation publique, la faisabilité économique et la capacité à répondre aux normes environnementales strictes.

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Initialement prévu pour alimenter le réseau électrique dès 2012, l’EPR de Flamanville, d’une capacité de 1.600 mégawatts et classé comme le plus puissant réacteur du monde, a rencontré de multiples obstacles dès le début de sa construction. Peu après le premier coup de pioche, les travaux ont dû être suspendus en mai 2008, suite à des défauts critiques dans la dalle de béton nécessitant des renforcements. Ce n’était que le début d’une série de retards causés par la non-disponibilité récurrente d’équipements essentiels. Ces incessants contretemps ont fait déraper le projet de douze ans.

D’importants retards accumulés et un coût astronomique

Dès le début, le chantier de l’EPR (European pressurized reactor) de Flamanille a été jonché d’embûches. Initialement prévu pour une mise en service en 2012, « ce qui était très optimiste, car les précédents chantiers nucléaires pour la construction des réacteurs de Chooz et de Civaux avaient duré une dizaine d’années », a déclaré Michaël Mangeon, spécialiste de l’histoire du nucléaire dans des propos rapportés par La Tribune. Le projet a été retardé par des problèmes structurels dès 2008. Des anomalies dans l’acier de la cuve et des soudures défectueuses ont entraîné des prolongations incessantes des travaux, révélant des faiblesses majeures dans la gestion et l’exécution.

Le budget initial de 3,3 milliards d’euros a quadruplé, atteignant 13,2 milliards d’euros. Cette explosion des coûts reflète les difficultés techniques et la perte des compétences dans la filière nucléaire française après une période d’inactivité prolongée, contrastant avec les années de construction intensive sous la présidence de Valéry Giscard d’Estaing.

Un réacteur sous haute surveillance

L’EPR de Flamanville est le fruit d’un projet franco-allemand démarré après la catastrophe de Tchernobyl, conçu pour répondre à des standards de sûreté très élevés. Cette conception complexe a rendu la construction particulièrement ardue, mais promet un niveau de sécurité inégalé. L’architecture du réacteur inclut des systèmes de contrôle avancés, destinés à optimiser la gestion de l’énergie et minimiser les risques environnementaux.

Alors que le président Emmanuel Macron annonce la construction de nouveaux réacteurs, Flamanville ne sera pas seulement un test pour la technologie EPR mais aussi un symbole de la relance du nucléaire en France. Avec la mise en service prévue pour cet été, tous les yeux sont rivés sur ce projet qui marquera une étape clé pour l’industrie.

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Et si le solaire thermodynamique revenait sur le devant de la scène en tant que solution de stockage d’électricité ? Avec le développement de centrales plus petites, moins chères et plus faciles à déployer, cette technologie pourrait revenir sur le devant de la scène et offrir aux pays ensoleillés une solution de stockage d’énergie efficace et décarbonée. 

En 2014, l’IEA (International Energy Agency) voyait un grand avenir pour la technologie des centrales solaires thermodynamiques. Alors considérée une concurrente directe au photovoltaïque, elle était censée représenter près de 11 % de la production électrique mondiale d’ici à 2050. Pourtant, 10 ans plus tard, la réalité n’est plus la même. La complexité de la technologie associée à la chute des coûts du photovoltaïque ont relégué le CSP (Concentrated Solar Power) au second plan. D’ailleurs, cette technologie est désormais considérée comme une solution de stockage d’énergie plutôt que comme un réel moyen de production.

Malgré cette évolution peu favorable, certains croient encore en son potentiel. C’est le cas de l’entreprise 247Solar qui est sur le point de commercialiser une centrale modulable et plus facile à déployer.

Des installations coûteuses et difficiles à mettre en œuvre

Jusqu’à maintenant, le secteur des centrales solaires thermodynamiques a souvent été le fruit d’une course au gigantisme pour essayer de limiter les coûts de production d’électricité. Résultat, on retrouve des installations dépassant la centaine de MW, en particulier aux États-Unis, mais aussi en Espagne ou au Maroc. La centrale de Solana, dans l’Arizona, en est le parfait exemple. Immense, elle est capable de produire une puissance de 280 MW obtenus grâce à 3 200 miroirs répartis sur 7 700 hectares.

Pourtant, ces installations sont difficiles à mettre en œuvre de par leur complexité, et nécessitent des investissements colossaux, parfois difficiles à assumer, en particulier face au prix du photovoltaïque qui ne cesse de chuter. La centrale d’Ivanpah (386 MW), en Californie, a coûté la bagatelle de 2,2 milliards de dollars. Enfin, la réputation du CSP a été entachée par des productions réelles n’atteignant par les objectifs fixés (c’est le cas d’Invapah, avec 91 % de l’objectif après 7 ans d’exploitation), et la fuite de sels fondus sur la centrale de Crescent Dunes.

Vers des solutions plus modulaires

Cette technologie a pourtant de nombreux avantages ; en particulier dans les pays bénéficiant d’une irradiation solaire élevée. Grâce à sa capacité à stocker de l’énergie, elle pourrait notamment remplacer l’usage de centrales à charbon pour prendre le relais des éoliennes et des parcs photovoltaïques quand ceux-ci ne peuvent plus produire, notamment à cause de la météo. Conscientes de ce potentiel, des entreprises continuent de se pencher sur le sujet.

C’est le cas de 247Solar, une entreprise américaine spécialisée dans cette technologie. Celle-ci a mis au point une centrale à la puissance contenue de 400 kW, mais qui a la particularité de nécessiter un mât de 36 mètres de haut seulement, contre des tours dépassant les cents mètres de haut pour des installations traditionnelles. De plus, la centrale conçue par 247Solar pourra être produite en masse, ce qui devrait réduire ses coûts de production. Pour le stockage d’énergie, l’entreprise ne compte pas sur les sels fondus, mais plutôt sur des matériaux inertes comme le sable ou les pellets de céramique.

En Europe, dans le cadre du projet Mosaic, des entreprises cherchent également à mettre au point une centrale solaire thermodynamique à moindre coût. Pour cela, les équipes concernées ont développé une architecture spécifique permettant de limiter le nombre de pièces mobiles. Un prototype de 300 kWth a été mis en service à l’été 2021.

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L’effondrement du prix des batteries, depuis plus d’un an, est une bonne nouvelle pour tout le monde… ou presque. Cette situation pourrait, en effet, mettre à mal l’économie circulaire qui se développait largement autour des batteries de seconde vie. 

Pour répondre à la problématique grandissante du stockage de l’électricité, de nombreuses entreprises ont fait le choix, ces dernières années, de s’intéresser au reconditionnement des batteries, et en particulier de celles issues du secteur automobile. Redonner une seconde vie à ces batteries a permis de faire baisser le coût des solutions de stockage stationnaires, tout en favorisant le développement d’une économie circulaire et durable. Néanmoins, depuis début 2023, le prix des batteries neuves ne fait que chuter, ce qui pourrait bouleverser tout cet écosystème créé autour du réemploi des batteries.

L’économie circulaire et le réemploi favorisés par le prix élevé des batteries neuves

En Europe, on retrouve pas moins de 79 grandes entreprises associées à des initiatives de reconditionnement et de réemploi de batteries. On pense, pour les plus connus, au groupe Renault en France, mais également BMW, Honda, Audi et autres Mercedes. Dans la plupart des cas, cette économie circulaire consiste à récupérer des batteries issues de l’automobile, pour lesquelles les contraintes de performances sont très élevées, pour les réemployer dans des secteurs où les exigences de densité énergétique et de performance sont moindres.

À Quimper, par exemple, l’entreprise Entech pilote actuellement un projet destiné à créer une chaîne de valorisation et de réutilisation de ces batteries de voiture électrique. En partenariat avec Stellantis, le projet ABR (Automative Batteries Reuse) travaille sur la réutilisation de batteries de Citroën C3 ou de Peugeot 208. Elles pourraient ensuite, par exemple, équiper des installations photovoltaïques. Du côté du Royaume-Uni, le groupe JLR (Jaguar Land Rover) et la startup Allye Energy collaborent pour mettre en œuvre un système de stockage d’énergie pouvant être déplacé. Sur cette batterie stationnaire (BESS), les 270 kWh de capacité seront obtenus grâce à des batteries usagées de Range Rover.

À plus grande échelle, l’entreprise allemande Fenecon vient d’inaugurer une usine spécialisée dans le retraitement de batteries destinées à une seconde vie. Le site, qui a nécessité un investissement de 25 millions d’euros, devrait permettre la production de 500 grandes unités de stockage par an, ainsi que 30 000 unités de stockage domestiques, par an également.

Cette chute des prix va-t-elle entraîner la désorganisation de toute une filière ?

Si toutes ces initiatives sont louables d’un point de vue environnemental, elles ne sont aussi nombreuses que parce qu’elles sont intéressantes économiquement. Or, la récente baisse du prix des batteries LFP pourrait changer la donne et menacer l’équilibre de cette filière en plein développement.

C’est notamment ce qu’il se passe pour la startup finlandaise Cactos. Celle-ci avait présenté, en 2022, un projet de reconversion d’anciennes batteries Tesla en BESS. Avec ce concept, l’entreprise est même parvenue à lever près de 26 millions d’euros en 2023. Pourtant, Oskari Jaakkola, le CEO de l’entreprise a récemment indiqué, sur le site internet Energy Storage, que les batteries neuves étaient désormais plus intéressantes d’un point de vue financier. De ce fait, l’entreprise a changé son fusil d’épaule, et équipe 80 à 90 % de sa production de batteries neuves. En outre, Oskari Jaakkola a même déclaré que les 10 à 20 % de BESS fabriquées à partir de batteries de seconde vie étaient maintenues pour répondre à des besoins précis de certaines entreprises en matière de politique environnementale.

De ce fait, l’optimisation des techniques de reconditionnement des batteries, et la baisse des coûts qui y sont associés, vont devenir des enjeux fondamentaux pour espérer préserver l’équilibre du secteur des batteries de seconde vie.

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Le géant chinois de l’éolien Mingyang a récemment présenté OceanX, son nouveau projet d’éolienne flottante en cours. À l’instar des autres technologies de l’entreprise, cette éolienne est conçue pour résister aux typhons, mais sa particularité la plus remarquable tient cependant à sa configuration technique : elle est dotée de deux rotors disposés en V.

L’éolien en mer est encore un jeune secteur dans lequel les fabricants explorent activement diverses méthodes pour convertir le vent en électricité de façon plus efficace. Au-delà du gigantisme typique de cette industrie, certaines entreprises misent sur de nouvelles technologies. C’est le cas de la société chinoise Mingyang Smart Energy qui a développé OceanX, une éolienne flottante à double rotors sur laquelle elle travaille depuis plusieurs années. Bien que l’enseigne n’ait pas précisé les dimensions de cette installation, elle affirme avoir construit la plus grande base flottante au monde. Cette dernière serait adaptée à des profondeurs supérieures à 35 mètres. Actuellement, l’assemblage du mât est en cours à Guangzhou (Chine), sur le quai de Huangchuan après la création de la plateforme flottante.

Une structure en V

La configuration de cette éolienne est une vraie innovation. La base flottante supporte un mât qui, à une certaine hauteur, se divise en une structure en forme de V. Chaque extrémité de la tour en V supporte un rotor MySE8.3-180 à entraînement semi-direct de 8,3 MW, conçu par l’entreprise. La puissance totale du système s’élève donc à 16,6 MW, dépassant légèrement celle de la plus puissante éolienne au monde actuellement en service, la MySE 16-260 de 16 MW. Cette dernière est également conçue par Mingyang Smart Energy et a été déployée au large de la Chine l’été dernier. Grâce à la forme elliptique de la tour en V, l’éolienne a été conçue pour optimiser la capture du vent en étant capable de suivre rapidement sa direction.

La structure flottante qui accueillera l’éolienne Ocean X / Images : Mingyang.

Un système de haubanage pour soutenir les mâts

Une autre particularité de cette éolienne flottante est l’utilisation d’un système de haubanage, une méthode inspirée de la construction des ponts. Cette technique consiste à utiliser des câbles ancrés directement à la base flottante. Le système permet pour soutenir des structures de mieux répartir les charges, et d’améliorer la stabilité globale de la plateforme.

Pour mieux comprendre l’intérêt de cette technique, il faut savoir qu’habituellement, les éoliennes transfèrent la charge du vent (provoquée par les rotations des pales) et la charge gravitationnelle (due au poids de la tour) directement à travers la tour jusqu’à la fondation. Grâce au système de haubanage, ce chemin de transfert de charge n’est plus supporté uniquement par le mât et est réparti à travers les câbles. Cela permet à priori de réduire le risque de fatigue structurelle et d’augmenter la longévité de l’éolienne.

Une bonne résistance aux typhons

Le groupe Mingyang ambitionne de développer des technologies qui résistent aux typhons en haute mer. Le modèle OceanX s’inscrit dans cette démarche et est conçu spécifiquement pour résister aux vents extrêmes. En 2020, un prototype à l’échelle 1:10 avait subi une série de tests, dont un au nord de l’Europe, en mer Baltique. Sur une période de deux mois, le prototype a été exposé à des conditions environnementales sévères, avec des vitesses de vent atteignant 72 mètres par seconde et des vagues de 30 mètres de haut. Ces tests ont permis de vérifier la robustesse de la technologie face à des conditions similaires à celles des typhons et des tempêtes majeures, aboutissant à l’obtention d’un certificat de faisabilité pour le concept.

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📣 La phrase : « l’uranium de retraitement est aujourd'hui entreposé en hangar sans aucune perspective réelle d'utilisation. Il devrait donc être comptabilisé comme un déchet nucléaire, pour davantage de transparence sur leur gestion et leurs coûts. »

🗞️ La source : un post de Greenpeace France publié sur X (ex-Twitter) le 16 novembre 2021.
ℹ️ Le contexte : l’uranium de retraitement est un produit du traitement des combustibles usés à la Hague. Sa valorisation est une composante de la stratégie de recyclage du combustible usé en France. La filière de valorisation a été suspendue en 2013, et vient d’être redémarrée en 2024.
⚖️ Le verdict : Il est vrai que la filière de l’uranium de retraitement avait été suspendue lors du post de Greenpeace, conduisant à l’accumulation d’un stock. Toutefois, la filière n’était que suspendue, et l’uranium de retraitement a d’importantes perspectives d’utilisation.

Qu’est-ce que l’uranium de retraitement ?

Après son utilisation dans un réacteur nucléaire, le combustible nucléaire est un objet très radioactif, et dont la composition a changé du fait des réactions nucléaires. En ce qui concerne le combustible usé consommé en France, il fait l’objet, après utilisation, d’un traitement systématique dans l’usine d’Orano à La Hague.

Ce traitement consiste tout d’abord à séparer les matières nucléaires des matériaux de structure. Ces derniers sont ensuite compactés pour être intégrés dans des colis spécifiques destinés au stockage en couche géologique profonde. Les matières nucléaires, quant à elles, font l’objet d’un processus de tri et de recyclage visant à les valoriser.

On trouve dans leur composition du plutonium (1 %), de l’uranium (95 %), le reste étant constitué de substances appelées actinides mineurs (américium, curium, neptunium, …) et produits de fission. Actinides mineurs et produits de fission ne sont pas valorisables dans l’état actuel des technologies disponibles. Ces substances sont donc vitrifiées et destinées, elles aussi, au stockage en couche géologique profonde. Le plutonium est recyclé pour constituer le combustible MOX (pour Mixed Oxide), fabriqué à l’usine de Mélox, en bordure du site de Marcoule. Quant à l’uranium restant, qui constitue près de 95 % de la masse, il est destiné à être valorisé, et c’est précisément ce qu’on appelle l’uranium de retraitement (URT).

Une valorisation dans les réacteurs actuels

L’uranium de retraitement a des caractéristiques proches de celles de l’uranium naturel. Il a donc le même potentiel énergétique que ce dernier, et il constitue donc une ressource importante. Il peut être réenrichi pour produire de nouveaux combustibles nucléaires destinés aux centrales existantes, combustible alors appelé uranium de recyclage enrichi (URE).

Historiquement, la France a effectué l’enrichissement de l’uranium naturel dans l’usine George Besse, située sur le site de Tricastin. Cette usine utilisait le procédé de diffusion gazeuse, un procédé relativement monolithique qui n’était pas utilisable pour l’uranium de retraitement. En effet, si ce dernier est proche de l’uranium naturel, il comporte néanmoins quelques isotopes de l’uranium qui se seraient ensuite disséminés dans l’ensemble de l’uranium enrichi, ce qui n’était pas souhaitable.

L’opération était donc réalisée en Russie : l’uranium de retraitement était expédié à l’usine de Seversk, filiale de Rosatom située en Sibérie. Il y était enrichi, puis était retourné en France pour être consommé dans les réacteurs du parc actuel. Ce fonctionnement a perduré de 1994 à 2013, avant d’être suspendu. Puis avant de redémarrer, très récemment. C’est en effet, en février 2024, que le réacteur n°2 de la centrale de Cruas-Meysse a démarré avec une première recharge d’uranium de recyclage enrichi.

Des perspectives importantes pour l’uranium de retraitement

Aujourd’hui, les 4 réacteurs de la centrale de Cruas-Meysse sont d’ores-et-déjà certifiés pour recevoir de l’uranium de recyclage enrichi. D’ici 2027, EDF souhaite étendre son utilisation aux réacteurs de 1300 MW des centrales de Cattenom et de Paluel. Puis d’ici 2030, l’énergéticien espère être en mesure d’utiliser 30 % d’uranium de retraitement dans ses centrales.

Par ailleurs, l’usine George Besse, qui ne pouvait effectuer l’enrichissement de l’uranium de retraitement a été arrêtée en 2012. Elle a été remplacée depuis lors par l’usine George Besse II. Cette dernière bénéficie d’un procédé d’ultracentrifugation, plus modulaire, qui permet le réenrichissement de l’uranium de retraitement. Et ce, sans passer par les installations russes.

Enfin, outre l’usage en tant qu’uranium de recyclage enrichi dans les centrales actuelles, l’uranium de retraitement peut être utilisé dans des réacteurs de Génération IV dans le cadre de cycles de surgénération. Dans ce type de réacteurs, la partie non fissile de l’uranium peut être transformée en isotopes fissiles, démultipliant ainsi l’énergie disponible, d’un facteur compris entre 50 et 100 fois. Si bien que le stock d’uranium de retraitement est considéré par les autorités françaises non comme un stock inutile, mais comme une réserve stratégique précieuse.

Une ressource ou un déchet ?

Au moment du Tweet de Greenpeace, le 16 novembre 2021, il peut être factuellement affirmé que l’uranium de retraitement n’était utilisé dans aucun réacteur français ; en effet la filière avait été suspendue de 2013 à 2024. Par ailleurs, les réacteurs français susceptibles d’utiliser l’uranium de retraitement en surgénération, à savoir Phénix et Superphénix, avaient eux aussi été arrêtés, respectivement en 2009 et en 1997. Le projet Astrid, qui devait prendre leur relève, avait été lui aussi arrêté en 2019.

Dans l’intervalle, il est donc vrai également qu’un stock d’uranium de retraitement s’est accumulé. Ce stock s’accroit de 1000 t par an, et a atteint environ 20 000 t. Toutefois, il est faux d’affirmer qu’il n’existait aucune perspective réelle, pour preuve le redémarrage de la filière de l’uranium de retraitement en 2024. Ce genre de changement ne s’improvise pas et les études avaient démarré bien avant. Par ailleurs, cela revient à négliger le progrès significatif pour la filière française que constitue l’usine d’enrichissement de George Besse II et sa capacité à réenrichir l’uranium de retraitement.

Quand est-ce qu’une matière nucléaire est une ressource ou un déchet ? Faut-il considérer que la suspension d’une filière pendant une dizaine d’années est constitutif de l’absence de « perspective réelle » ? Là est le nœud de la question. Pour Greenpeace, historiquement opposé au nucléaire, la réponse est oui. L’Autorité de sûreté nucléaire française considère quant à elle : « que la valorisation d’une matière radioactive peut être considérée comme plausible si l’existence d’une filière industrielle d’utilisation de cette matière est réaliste à un horizon d’une trentaine d’années, et que cette valorisation porte sur des volumes cohérents avec les stocks de matière détenus et prévisibles. […] En tout état de cause, l’absence de perspective d’utilisation à l’horizon d’une centaine d’années doit conduire à requalifier la substance en déchet. ».

Dix ans ? Ou trente ans ? Ou cent ans ? Ce sont des débats qui peuvent parfois paraître byzantins. Au-delà de la recherche d’une valeur exacte à l’année près qui n’aurait de toute façon aucun sens, il traduit un point qui n’est pas sans intérêt : il n’est pas tout à fait faux de dire que sans projet concret de valorisation, il est difficile d’affirmer qu’un déchet est une ressource. Toutefois, le redémarrage de la filière en 2024 permet sans doute de clore ce point. Pour un certain nombre d’années.

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Une canopée agrivoltaïque vient d’être inaugurée en Côte-d’Or (21) au-dessus d’une parcelle de céréales cultivées en bio. Les premiers résultats sont encourageants et démontrent que les cultures profitent du surplomb des panneaux solaires.

Quelques semaines avant la publication du décret visant à encadrer la pratique de l’agrivoltaïsme, la ministre déléguée au ministre de l’Agriculture et de la Souveraineté alimentaire, Agnès Pannier-Runacher avait visité un projet de canopée agrivoltaïque située à Verdonnet, en Côte-d’Or qui devait être inaugurée ce printemps.

Une canopée agrivoltaïque pour protéger les cultures des aléas climatiques

Ce mardi 23 avril, l’inauguration de la nouvelle structure s’est déroulée en présence des acteurs du projet. À l’origine, les 4 associés de l’exploitation agricole cherchaient une solution pour protéger leur culture de céréales des aléas climatiques tels que la sécheresse, la grêle, les fortes pluies et les variations de température.

Pour préserver le rendement de leur culture, les associés se sont tournés vers le groupe TSE qui développe des solutions agrivoltaïques. En partenariat de co-développement avec la coopérative agricole Dijon Céréales, une structure agrivoltaïque a été installée au-dessus d’une parcelle cultivée de 3 hectares. Il s’agit d’un système autoporté de 5 184 panneaux photovoltaïques bifaciaux, d’une puissance installée de 2,4 mégawatts-crête (MWc). Selon TSE, l’installation permettra d’éviter l’émission de 1 648 tonnes de CO₂/an, tout en produisant l’équivalent de la consommation annuelle d’environ 1 450 personnes.

Les panneaux sont posés au-dessus d’une parcelle de céréales cultivées en bio. Les premiers résultats sont concluants puisque la levée des deux variétés de blés semés sur la parcelle est en hausse de 14 % par rapport à la parcelle témoin voisine. C’est la preuve que les modules solaires constituent une protection pour les cultures et n’entravent pas la production.

Un projet réalisé en anticipation de la nouvelle réglementation sur l’agrivoltaïsme

D’ailleurs, l’installation a anticipé la réglementation et respecte les dispositions du décret du 9 avril 2024, lequel précise que les panneaux doivent permettre « une exploitation normale et assure(nt) notamment la circulation, la sécurité physique et l’abri des animaux ainsi que, si les parcelles sont mécanisables, le passage des engins agricoles ». Sur ce point, les panneaux sont situés à 5 mètres de hauteur et laissent un espace de 27 mètres de largeur au sol. Le passage des machines agricoles est donc aisé. Le décret exige également que la pose des modules solaires n’excède pas 40 % de la surface agricole, ce qui est respecté ici avec 35 % des parcelles qui sont couvertes par les panneaux.

Par ailleurs, les modules solaires sont équipés d’un système automatique d’orientation qui s’adapte aux conditions climatiques. La canopée agrivoltaïque va ainsi permettre de diminuer le stress thermique et hydrique ainsi que de faire baisser les besoins en irrigation jusqu’à 30 %. Le site est équipé de plus de 800 capteurs qui permettent de recueillir des données météorologiques, mécaniques et agronomiques, afin d’alimenter les études de recherches et développement (R&D). Au total, TSE est à l’origine de 8 sites agrivoltaïques pilotes de plus de 3 hectares chacun, répartis dans toute la France. Le site de Verdonnet est le premier qui concerne des cultures bio. Des tests scientifiques seront menés sur une durée comprise entre 3 et 9 ans, afin d’évaluer les effets bénéfiques sur les cultures.

L’inauguration du site agrivoltaïque a aussi été l’occasion de la signature d’un partenariat à long terme entre Dijon Céréales et TSE qui prévoit la mise en œuvre de nouveaux projets pour un objectif de déploiement de 700 MW sur une durée de 7 ans.

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L’année 2023 met en lumière une hausse importante des impayés des factures d’électricité. Face à l’explosion des prix, les ménages ont de plus en plus de mal à payer. Le médiateur de l’énergie se positionne en faveur d’un arrêt des coupures.

Une explosion des factures d’électricité impayées

En 2023, le nombre d’interventions pour impayés de factures d’énergie a atteint un seuil critique. Désormais, elles dépassent le million, soit une augmentation de 3 % par rapport à l’année précédente et de 49 % depuis 2019. Cette situation alarmante est le reflet d’une détresse croissante parmi les consommateurs français. Ces derniers peinent de plus en plus à régler leurs factures d’énergie. Olivier Challan Belval, le médiateur national de l’Énergie, souligne que ce chiffre est le plus élevé enregistré depuis la mise en place du suivi par cette autorité indépendante en 2015. Parmi ces interventions, une part significative aboutit à des coupures d’électricité et de gaz. Néanmoins, les fournisseurs limitent la puissance des compteurs plutôt que de procéder à des coupures totales.

Cette tendance à limiter plutôt qu’à couper l’énergie résulte d’un changement dans les pratiques de certains fournisseurs, mais aussi de nouvelles réglementations. Cependant, même avec ces limitations, le nombre de coupures fermes reste élevé, avec 178 000 coupures d’électricité et environ 87 300 coupures de gaz signalées en 2023. Ces chiffres mettent en lumière la précarité énergétique de nombreux ménages.

Appel à l’interdiction des coupures d’énergie

Face à cette crise grandissante, le médiateur national de l’Énergie, plaide pour une interdiction complète des coupures d’énergie. Cette mesure radicale vise à protéger les consommateurs les plus vulnérables. Cet appel vise à faire prendre conscience de la détresse des ménages face à l’inflation énergétique.

Cette initiative soulève un débat plus large sur les responsabilités sociales des fournisseurs d’énergie et sur les politiques énergétiques nationales. Reste désormais à voir si les pouvoirs publics vont s’emparer ou non du sujet.

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C’est une première depuis le mois de décembre 2023 : le prix repère du gaz va augmenter. L’annonce a été faite par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

Gaz : une hausse de 1,48 euros par mégawattheure

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a annoncé une augmentation de 1,4% du prix repère du gaz qui sera effective dès le 1er mai 2024. Le prix du kilowattheure hors taxes pour les consommateurs résidentiels raccordés à Gaz Réseau Distribution France (GRDF) passera ainsi à 0,0483 euros. Cela correspond à une hausse de 1,23 euro par mégawattheure (MWh) pour les usages domestiques tels que la cuisson et le chauffage, et une hausse de 1,48 euro par MWh TTC, soit 111,19 €/MWh contre 109,71 € au mois d’avril 2024.

Ces ajustements tarifaires sont principalement motivés par une légère remontée des prix sur le marché international de gros du gaz naturel, qui avait connu une baisse significative à la fin de l’année 2023. Comme le souligne en effet la CRE, « les prix du gaz restent extrêmement volatils et sont fortement influencés par les coûts d’approvisionnement et la situation géopolitique internationale »,

Utiliser le prix repère comme boussole

Alors que les consommateurs s’adaptent à un marché du gaz sans tarif réglementé, comprendre ces fluctuations devient essentiel. En effet, la hausse du prix repère, comme évoqué plus haut, concerne directement les consommateurs qui sont desservis par Gaz Réseau Distribution France. Néanmoins, avec la fin du tarif réglementé de vente du gaz (TRGV) depuis juillet 2023, les autres fournisseurs de gaz ont le champ libre pour fixer leurs propres tarifs. Et si cette mesure est censée les inciter à rester compétitifs, certains d’entre eux pourraient en profiter pour revoir à la hausse leurs tarifs.

Il est donc fort probable que cette réévaluation du prix repère impacte la facture de 10,6 millions de Français abonnés au gaz. Restez donc vigilant et n’hésitez pas à comparer régulièrement les offres disponibles sur le marché. Pour rappel, la CRE recalcule chaque mois le prix repère du gaz.

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Développer le photovoltaïque, oui, mais pas à n’importe quel prix. C’est un peu ce que revendique la PERIFEM, une organisation rassemblant des géants du secteur de la grande distribution, au sujet de la création d’ombrières solaires sur les parkings des magasins. 

La loi relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables, aussi appelée APER, prévoit au plus tard en 2028, la mise en place d’ombrières photovoltaïques sur 50 % de la surface des parkings de plus de 1 500 m². Cette idée est séduisante sur bien des aspects, permettant d’accélérer le déploiement de centrales solaires en milieu urbain tout en offrant une protection contre le soleil et les intempéries pour les véhicules en stationnement. Néanmoins, dans les faits, cet article de la loi APER inquiète les professionnels de la grande distribution qui considèrent les objectifs fixés comme irréalistes, et surtout contre-productifs.

50 %, oui, mais de quoi ?

Au cœur de ces inquiétudes, on retrouve la superficie concernée par la mise en place des ombrières. Dans l’article 40 de la loi APER, il est écrit que « les parcs de stationnement extérieurs d’une superficie supérieure à 1 500 mètres carrés sont équipés, sur au moins la moitié de cette superficie, d’ombrières intégrant un procédé de production d’énergies renouvelables ». Cependant, Franck Charton a récemment expliqué à nos confrères de PV Magazine que pour des raisons techniques, les ombrières ne peuvent couvrir les allées des parkings, sans quoi elles entraveraient la circulation des poids lourds. Les allées représentant généralement la moitié de la superficie totale d’un parking, appliquer le projet de loi en l’état reviendrait à couvrir l’ensemble des places de parking.

Dans ces conditions, la mise en place d’une structure photovoltaïque revient à mobiliser pendant 15 ans à 20 ans l’ensemble de la surface foncière du stationnement. Or ces surfaces ont une grande importance dans la potentielle évolution des zones commerciales, dans le développement de nouveaux programmes de logements, ou encore dans la création de parkings verticaux.

Trouver un terrain d’entente

C’est pourquoi, la PERIFEM a publié, en partenariat avec la FCD (Fédération du Commerce et de la Distribution) et la FACT (Fédération des Acteurs du Commerce dans les Territoires), trois propositions destinées à permettre la solarisation des parkings. La première consiste à rallonger de deux ans la date butoir pour le déploiement des ombrières photovoltaïques, permettant ainsi pour certains projets, de privilégier l’installation de panneaux solaires fabriqués en France.

D’autre part, l’organisation propose de revoir la surface de couverture concernée, non pas à la moitié de la superficie totale du parking, mais à la moitié de la superficie des places de parking. Enfin, la troisième proposition soulève l’enjeu de la cohabitation des projets avec la végétation existante, et donc l’ombrage naturel déjà présent. Au total, selon PERIFEM, ce sont près de 21 000 magasins qui sont concernés pour une surface totale de stationnement de 70 millions de mètres carrés.

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L’entreprise française Dualsun se lance à son tour dans le kit solaire plug and play, qu’il suffit de brancher sur une prise domestique pour produire de l’électricité. Un produit qui semble désormais incontournable pour les marques spécialisées dans le secteur photovoltaïque.

Dans le domaine du solaire résidentiel, le marché a d’abord été occupé par les panneaux solaires classiques, à installer sur une toiture bien orientée. Mais ces dispositifs nécessitent un investissement conséquent qui n’est pas à la portée de toutes les bourses. D’autres raisons peuvent empêcher de se lancer dans l’achat d’une centrale solaire : toiture mal orientée, place limitée au sol qui rend impossible d’y poser des panneaux, opposition des copropriétaires dans un immeuble.

C’est pourquoi les entreprises du secteur ont développé les kits plug and play, c’est-à-dire prêts à brancher. Il suffit de les connecter directement sur une prise domestique pour commencer son autoconsommation solaire.

Le kit Preasy de Dualsun : un panneau pliable avec de belles finitions

L’entreprise Dualsun se lance à son tour dans les kits solaires prêts-à-brancher avec son panneau Preasy, présenté comme un « compagnon solaire ». D’une puissance de 420 watts-crête (Wc), ce panneau bifacial est vendu au prix de 680 euros. La marque calcule un retour sur investissement en 4 ans avec une production de 670 kWh/an et 2 230 euros d’économisés sur 10 ans. Ces calculs sont réalisés en tenant compte du tarif réglementé option base au 1ᵉʳ mars 2024, avec une hypothèse d’augmentation des prix de 6 % par an, qui ne paraît pas aberrante. Mais le calcul suppose également une autoconsommation de la totalité de la production, ce qui n’est pas vraiment réaliste, notamment en plein été. Autoconsommer à 100 % nécessite en effet une importante rigueur dans la gestion de ses besoins en électricité, en synchronisant sa consommation avec les périodes de production solaire.

Dualsun vante une installation sans outil et une garantie sur une durée de 30 ans pour le panneau (25 ans pour le micro-onduleur). Ce produit se distingue de ses concurrents à deux niveaux. D’abord, la structure qui supporte le panneau est ici en bois alors que d’habitude, elle est en acier. Cela donne un côté chic à l’ensemble, qui peut être intéressant pour ceux qui ont de petits espaces extérieurs et dont le panneau solaire serait visible facilement depuis la maison.

Le kit solaire Preasy / Images : DualSun.

Ensuite, le panneau est pliable. Selon la marque, l’intérêt est que le panneau puisse « vous suivre où que vous alliez ». On peut se demander si cette fonctionnalité n’est pas un peu gadget, l’intérêt de transporter un panneau solaire en vacances étant à priori nul, à l’exception de résidences secondaires, sous réserve d’avoir déclaré l’installation auprès d’Enedis. Le seul avantage qu’on puisse voir à cette fonctionnalité serait la possibilité de ranger le panneau facilement pour libérer temporairement de la place dans le jardin ou sur la terrasse, en cas de tempête, ou pour le transporter en cas de déménagement.

La fixation peut se faire au sol par lestage ou au mur. Les dimensions dépliées sont de 1060 × 1780 × 742 mm. Une fois plié, il mesure 908 × 1134 × 200 mm. À noter que le panneau pèse 36 kg et qu’il est compatible avec toutes les installations électriques (monophasée ou triphasée) et tous les compteurs (Linky ou ancienne génération de compteur).

Les points négatifs du nouveau kit solaire de Dualsun

En revanche, le kit présente deux bémols. D’abord, aucune application dédiée n’est disponible pour permettre de suivre la production de son installation en direct. Sur son site, la marque indique qu’une application de ce type est prévue prochainement, sans qu’aucune date de sortie ne soit précisée. C’est vraiment dommage, car c’est un outil indispensable pour connaître la puissance délivrée par le panneau en temps réel ainsi que sa production sur une heure, un jour, un mois ou une année. Dualsun suggère de relever les index de son compteur pour comparer sa consommation avec celles de journées similaires (niveau météo) avant l’achat du kit… C’est laborieux et pas du tout pratique. On a donc hâte que l’application soit lancée pour faciliter le suivi de production pour les utilisateurs.

Autre petit point négatif par rapport à certains modèles concurrents, l’inclinaison du panneau Preasy est unique. Il n’est donc pas possible de le redresser davantage en hiver ou de l’allonger en été, pour capter au mieux les rayons solaires en fonction des saisons, ce qui est pourtant un facteur d’augmentation de la production.

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Le producteur européen d’hydrogène vert Lhyfe met en place une plateforme digitale accessible aux acteurs du secteur pour acheter ou vendre de l’hydrogène vert en quelques clics. Une nouveauté qui devrait faciliter les transactions dans le secteur.

L’hydrogène est un vecteur intéressant pour décarboner plusieurs secteurs tels que l’industrie ou les transports lourds. Et on parle d’hydrogène « vert » ou « décarboné » lorsqu’il est produit par l’électrolyse de l’eau qui permet de décomposer l’eau (H₂O) en dioxygène (O₂) et dihydrogène (H₂). La France compte sur l’hydrogène vert pour atteindre ses objectifs climatiques et entend devenir un leader mondial du secteur d’ici 2030. Pour cela, l’État soutient la filière, avec le versement de subventions comme celle accordée pour la future usine d’hydrogène vert qui sera implantée au Havre.

Une marketplace pour faciliter l’achat d’hydrogène vert sur le territoire européen

L’entreprise Lhyfe, dont le siège social est basé à Nantes, est un des leaders du secteur. Après avoir testé le premier système de production d’hydrogène en mer au monde, le producteur européen propose un nouveau service aux acteurs de la filière. Il s’agit de la mise en ligne d’une véritable Marketplace, accessible depuis sa plateforme en ligne « Heroes ».

L’idée est de mettre en relation les producteurs et les consommateurs d’hydrogène vert, afin de faciliter les transactions. Lhyfe met en avant plusieurs avantages liés à son service. Tout d’abord, elle permet de bénéficier d’un véritable maillage territorial et de bénéficier d’une offre élargie en ayant une vision d’ensemble des producteurs existants. Pour l’instant, l’offre est limitée à la France et l’Allemagne, mais le site indique travailler « d’arrache-pied pour étendre le panel de fournisseurs à l’ensemble de l’Europe ».

L’utilisateur peut également connaître à tout moment les disponibilités d’hydrogène vert. Pour l’instant, l’offre est réduite à quelques centaines de tonnes par mois. La plateforme permet aussi d’optimiser les coûts logistiques lors du transport et de répondre de manière plus qualitative à la demande en proposant le cas échéant des surplus de production. Enfin, Lhyfe s’engage à ne proposer que de l’hydrogène vert sur sa plateforme. S’agissant des prix des transactions, ils ne sont pas fixés par la marketplace et font l’objet d’un contrat signé en dehors de la plateforme entre les acheteurs et les vendeurs.

Un service gratuit qui regroupe une dizaine de partenaires du secteur de l’hydrogène vert

La marketplace n’en est qu’à son commencement et Lhyfe annonce que des évolutions seront mises en place par la suite, notamment pour mettre à disposition ce service à l’ensemble des acheteurs d’hydrogène intéressés. L’entreprise annonce d’ores et déjà la présence d’une dizaine de partenaires dans cette première phase de développement. À noter que pour l’instant, la plateforme est gratuite. Pour y accéder, les utilisateurs doivent simplement demander la création d’un compte en ligne.

Le fondateur et CEO de Lhyfe, Matthieu Guesné se félicite de cette nouvelle avancée du secteur, « nous sommes aujourd’hui très fiers de lancer la première Marketplace de l’hydrogène vert. Dans la filière, nous sommes tous convaincus que c’est en unissant nos forces pour proposer une offre toujours plus abondante que nous accélérerons le passage à l’hydrogène vert ».

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Cuire du pain grâce au soleil, c’est possible, et partout en France. Cette technique se répand progressivement grâce au développement de fours solaires de plus en plus performants. Elle nécessite tout de même une adaptation des processus de fabrication, de quoi donner des idées à plus grande échelle. 

D’ici peu, les quelque mille habitants du petit village du Brusquet, dans les Alpes-de-Haute-Provence, vont avoir droit à leur propre boulangerie, et pas n’importe laquelle. Celle-ci sera équipée d’un four qui ne fonctionnera ni à l’électricité, ni au gaz, ni au feu de bois, mais à l’énergie solaire. Au Soleil Levain sera, en effet, équipée d’un four solaire permettant de réduire au minimum l’impact environnemental de la boulangerie.

Pour aller au bout de cette démarche de minimisation de l’impact environnemental, ses créateurs ont décidé de soigner les détails avec un bâtiment réalisé en ossature bois et isolé avec de la paille, ainsi qu’un circuit d’approvisionnement en ingrédients le plus court possible. Même les livraisons des épiceries environnantes et de la cantine de l’école primaire du Brusquet se feront à vélo pour éviter les émissions de gaz à effet de serre.

3 500 W d’énergie thermique sur une simple remorque

À l’instar du Présage, ce restaurant marseillais qui « carbure » à la cuisine solaire, on retrouve au cœur de cette démarche écologique, un four chauffé par le soleil. Ici, le choix des boulangers s’est porté sur le Lytefire Deluxe. Un petit modèle installé sur remorque, capable de cuire entre 50 et 110 kg de pain chaque jour, ou de torréfier 20 kg de cacahuètes en trois heures, selon son fabricant. Pour cela, il développe un maximum de 3,5 kilowatts (kW) de puissance thermique par le biais de plusieurs dizaines de miroirs incurvés, représentant une surface de réfléchissement totale de 5 m². L’installation est autrement plus puissante que les fours solaires portatifs destinés aux particuliers. Il est possible d’obtenir jusqu’à 300 °C au point focal, et ainsi de faire monter le four en température en 45 minutes. Le four est également équipé d’un tambour spécifique, permettant de torréfier certains aliments comme des céréales, grains de café, de cacao, etc.

Réorganiser sa manière de travailler

La boulangerie solaire n’est pas l’apanage du sud de la France. On compte déjà quelques courageux qui se sont lancés dans l’aventure, comme Au gré du soleil et Brin de levain, tous deux dans la Drôme, mais aussi Barasol en Bretagne et Néoloco, en Normandie.

Choisir la cuisson solaire nécessite de réorganiser ses méthodes de travail pour s’adapter au caractère intermittent de cette énergie. Que l’on soit situé près de Marseille, ou près de Lille, impossible, avec un four solaire, de faire cuire ses baguettes à 7 heures du matin comme tout boulanger traditionnel. Face à ces contraintes, Arnaud Cretot, créateur de l’atelier Neoloco, a développé une méthode d’organisation d’entreprise appelée TELED, destinée à intégrer l’intermittence de l’énergie dans les processus de fabrication à l’échelle artisanale, mais aussi à l’échelle industrielle.

Concernant la boulangerie, le caractère périssable du pain nécessite de revisiter en profondeur le processus de fabrication, pour identifier les étapes pendant lesquelles il est possible d’obtenir une certaine marge de manœuvre. Cela permet de gagner en flexibilité, et ainsi de pouvoir optimiser l’utilisation de l’énergie solaire lorsqu’elle est disponible. À l’inverse, l’activité de torréfaction, parfois réalisée avec le même four, permet d’obtenir des denrées non périssables. Dans ce contexte, l’objectif est de maximiser la production dès lors que l’énergie solaire est disponible, et ensuite d’effectuer de la gestion de stock.

Et quand il n’y a pas de soleil durant plusieurs jours ? La boulangerie solaire du Brusquet fonctionnera probablement au moyen d’un four à bois, comme le fait l’atelier Neoloco les jours de mauvais temps. Le pain sera donc garanti à 100 % cuit à partir d’énergies renouvelables.

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En Allemagne, les installations photovoltaïques résidentielles sont très populaires et les occupants d’immeubles ne sont pas en reste. Le pays compte pas moins de 400 000 centrales solaires installées sur les balcons.

Fortement dépendants du gaz russe, nos voisins d’outre-Rhin n’ont pas été épargnés par la crise de l’énergie. Pour faire baisser leur facture d’électricité, les usagers ont cherché des alternatives permettant d’autoconsommer, encouragés par les pouvoirs publics qui ont soutenu l’investissement dans les centrales solaires. Autant les propriétaires de maison individuelle pouvaient facilement s’équiper de panneaux solaires au sol ou sur toiture, autant les occupants d’immeubles collectifs se sont longtemps trouvés exclus de l’autoconsommation solaire. En effet, l’installation de panneaux sur le toit d’un immeuble d’habitation suppose d’obtenir l’accord des copropriétaires et de définir la répartition de la production. Un projet parfois compliqué.

Le nombre de panneaux solaires en kit ou à fabriquer soi-même explose

Heureusement, les occupants d’immeubles ont pu rejoindre le mouvement de l’autoconsommation solaire grâce aux kits spéciaux pour balcons. Les usagers ont désormais le choix. En Allemagne, ils peuvent se tourner vers des ateliers Do It Yourself (DIY) permettant de fabriquer soi-même son kit solaire pour balcon. Ils font fureur dans le pays. Mais pour les moins bricoleurs, il est possible d’investir directement dans un kit prêt à brancher (plug and play).

Lidl a ainsi lancé l’an dernier un kit solaire pour balcon à prix cassé (199 euros) chez nos voisins allemands. Il est aussi facile d’en trouver dans les rayons des grands magasins de bricolage. Face à autant de possibilités, le solaire pour balcon explose en Allemagne. Aujourd’hui, le pays compte 400 000 stations solaires sur balcon, dont 50 000 d’entre eux auraient été installés au premier trimestre 2024, selon Euronews.

À noter également que pour soutenir la croissance du secteur, les Allemands peuvent compter sur une absence de TVA sur les centrales solaires résidentielles dont la puissance ne dépasse pas 30 kilowatts-crêtes (kWc). En outre, pour les petits kits photovoltaïques qui n’excèdent pas 600 watts-crête (Wc), aucune formalité administrative n’est requise. De quoi inciter les usagers à s’équiper.

Le secteur du solaire sur balcon se développe aussi en France

En France, le secteur du photovoltaïque sur balcon se déploie aussi, même si les centrales solaires à fabriquer soi-même sont plutôt réservées à une minorité. Le marché du solaire sur balcon est donc occupé en majorité par les kits plug-and-play. Livrés déjà montés, il suffit de les brancher sur une simple prise électrique. Et des entreprises proposent même des installations complètes avec batterie à monter soi-même, pour utiliser le surplus de production lorsque le soleil se couche. Un nouveau partenariat a également vu le jour entre Oscaro Power et le fournisseur Ekwateur, ce dernier proposant de racheter le surplus de production des kits solaires de la marque. Enfin, le kit photovoltaïque à bas coût de Lidl est désormais commercialisé en France, même si le prix est plus élevé que chez nos voisins (269 euros).

En France, les kits solaires sur balcon nécessitent normalement des démarches administratives, puisqu’ils sont installés à plus de 1,80 m du sol. Par ailleurs, aucune fiscalité avantageuse n’est appliquée à ces produits.

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La mise en œuvre de la future plus grande batterie d’Europe, surnommée Giga Green Turtle, se concrétise un peu plus avec la validation récente du permis de construire du projet. Si tout va bien, elle pourrait être mise en service en 2028. 

Les autorités belges viennent de donner leur accord définitif pour la construction de la future plus grande batterie d’Europe dans la ville de Dilsen-Stokkem, au nord-ouest du pays. Située à proximité directe d’une nouvelle sous-station à haute tension de 380 kV, cette batterie fera partie des plus grandes du monde grâce à une puissance de 600 MW pour 2 400 MWh de capacité de stockage. Pour se donner une idée, cela correspond à 46 154 batteries de Renault Zoé dernière génération.

Si elle n’est pas au niveau de celle de Moss Landing, en Californie, elle devrait tout de même permettre de stocker l’équivalent de la consommation moyenne de 330 000 foyers par an. Pour y parvenir, le site sera équipé de 20 batteries avec onduleurs, 185 transformateurs de moyenne tension et 5 transformateurs haute tension. Si tout se passe comme prévu, les travaux pourraient démarrer l’année prochaine pour une mise en service en 2028.

Les batteries géantes se multiplient

Depuis 2022, on observe une accélération fulgurante des systèmes de stockage d’énergie par batterie. Cette accélération s’explique par une prise de conscience de l’importance de ces systèmes dans un mix énergétique en grande partie issu du renouvelable, mais ce n’est pas tout. La baisse progressive du prix des cellules de stockage rend cette technologie de plus en plus abordable. Et ce n’est pas près de s’arrêter, puisque selon certains observateurs, cette baisse devrait au moins se maintenir tout au long de l’année 2024. Grâce à cette dynamique, la capacité de stockage par batterie dans le monde devrait allégrement dépasser les 1 TWh d’ici 2030, et peut-être même atteindre les 22 TWh d’ici 2050.

De son côté, l’entreprise GIGA Store, responsable de la Giga Green Turtle, a de la suite dans les idées puisqu’elle prévoit de réaliser une deuxième batterie géante à proximité directe de la Green Turtle, d’une puissance de 300 MW. Au total, l’entreprise espère installer 5 GW batteries de stockage en Europe d’ici 2030. Des chiffres à mettre en relief avec les capacités de stockage des stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP). Si la future plus grande batterie électrochimique d’Europe pourra stocker 2,4 GWh pour 600 MW de puissance, sa fiche technique demeurera bien inférieure à n’importe quelle STEP, comme celle de Montézic en France. Cette installation, qui n’est pourtant pas la plus grande d’Europe, peut stocker 38,8 GWh et délivrer une puissance de 920 MW.

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