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’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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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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Pour atteindre nos objectifs de déploiement photovoltaïques d’ici 2050, il est indispensable de trouver de nouvelles zones pour implanter des centrales solaires, sans artificialiser davantage les sols. L’idée émerge d’investir les autoroutes pour y placer des panneaux solaires, comme cela existe déjà ailleurs dans le monde. Alors, bonne ou mauvaise idée ?

La France s’est fixée comme objectif d’atteindre 100 gigawatts (GW) de capacité solaire installée d’ici 2050, sachant que la capacité photovoltaïque était de 16 GW en 2022. Certaines mesures ont déjà été prises pour trouver des emplacements aux futures centrales solaires avec notamment l’obligation faite par la loi sur l’accélération des énergies renouvelables d’équiper les grands parkings de supermarchés d’ombrières solaires.

Des difficultés inhérentes à la présence de panneaux solaire au milieu des autoroutes

Dans le même ordre d’idée, les espaces autoroutiers pourraient être utilisés à ce titre. Cela a déjà été fait et on se souvient du fiasco de la route solaire, consistant à faire rouler les véhicules sur des pavés photovoltaïques. Si l’idée a été abandonnée, un autre espace routier pourrait accueillir des panneaux solaires : le terre-plein central des autoroutes. L’idée paraît bonne en raison du fait qu’elle permet d’exploiter une zone déjà artificialisée. Mais certains obstacles semblent inhérents à cette configuration de parc solaire.

D’abord, la difficulté d’accès au terre-plein central d’une autoroute rendrait l’installation, la maintenance et l’entretien des panneaux compliqué. Surtout que les modules seraient particulièrement exposés à la pollution routière, ce qui rendrait indispensable un entretien régulier pour préserver leur capacité de production. D’ailleurs, intervenir au milieu de l’autoroute représente un danger réel pour les équipes de maintenance, comme c’est déjà le cas des agents des sociétés d’autoroute qui prennent des risques lors de leurs interventions. Ensuite, il ne faut pas négliger le fait qu’installés à cet endroit, les panneaux seraient particulièrement vulnérables en cas d’accident. Comme tout obstacle, ils pourraient aggraver les conséquences d’une collision.

Si le recours aux espaces routiers semble une bonne idée pour y poser des panneaux solaires, l’installation sur le terre-plein des autoroutes ne semble pas la meilleure localisation possible, à l’exception de certaines configurations. En Corée du Sud, par exemple, certains terre-pleins utilisés comme piste cyclable sont solarisés. Lorsque les deux sens de circulation sont séparés de larges espaces, une installation photovoltaïque peut également être envisagée plus sereinement.

Les délaissés routiers privilégiés pour y poser des panneaux solaires

En France, Vinci Autoroutes s’est dit favorable à l’utilisation du foncier routier pour poser des panneaux solaires. Son directeur général Pierre Coppey évoquait un espace de 1 000 hectares disponibles sur son réseau à cette fin, à l’occasion d’une audition devant les sénateurs en mars 2023.

Le 15 avril dernier, le ministre de l’Économie et des Finances Bruno Le Maire a annoncé plusieurs mesures qui permettent de développer le photovoltaïque et son industrie. Il y est notamment indiqué d’envisager la « solarisation des délaissés routiers du réseau national ». Il s’agit d’identifier sur les réseaux routiers les aires de repos et les échangeurs routiers qui revêtent un potentiel solaire, afin d’y installer des panneaux photovoltaïques, au sol ou sur ombrières de parkings. Des Appels à manifestations d’intérêt (AMI) seront lancés cette année pour établir la liste des entreprises intéressées par ces projets. Il n’est donc pas évoqué à ce stade d’investir les terre-pleins routiers proprement dits.

Utiliser les routes pour produire de l’énergie via des panneaux solaires n’est pas une nouveauté. En Corée du Sud, une autoroute abrite déjà sur 32 km des panneaux photovoltaïques, au niveau de son terre-plein central. Plus près de nous à Marseille, le projet Canopée envisage de recouvrir ses autoroutes urbaines par des tunnels photovoltaïques pour fournir une électricité peu coûteuse aux quartiers les plus défavorisés de la ville. Si ce projet se concrétise et donne satisfaction, il pourrait faire des émules.

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Pour accélérer la décarbonation du chauffage dans les bâtiments et l’industrie, le gouvernement entend miser sur les pompes à chaleur (PAC). Après avoir annoncé un plan national visant à produire un million de PAC par an en France dès 2027, il dévoile les détails de la stratégie.

Le chauffage représente le plus grand poste de consommation d’énergie du secteur résidentiel. Depuis quelques années, les politiques publiques incitent les Français à remplacer leur chauffage vétuste par des modèles plus économiques et écologiques, comme les chaudières à biomasse, mais surtout les pompes à chaleur. Toutefois, si la France produit environ 350 000 PAC chaque année, elle doit encore importer 30 à 40 % de ses besoins, notamment d’Asie.

Les 8 axes du gouvernement pour atteindre 1 million de pompes à chaleur d’ici 2027

En septembre 2023, Emmanuel Macron avait déjà annoncé son souhait de voir la France porter la production à un million d’exemplaires chaque année, d’ici la fin de son quinquennat en 2027. Encore fallait-il connaître les moyens prévus pour développer la filière sur le territoire. C’est chose faite depuis le 15 avril 2024, avec l’annonce du ministre de l’Économie et de l’Énergie, Bruno Le Maire, d’un plan national en la matière. Il s’articule autour de 8 points :

• Construire de nouvelles usines de production de PAC grâce à une prise en charge importante des coûts d’investissement ;
• Flécher la commande publique et les aides publiques en faveur des PAC françaises ;
• Simplifier la réglementation pour favoriser l’installation des PAC dans les logements collectifs ;
• Accompagner la montée en puissance des métiers de la filière ;
• Agir pour que le consommateur ait confiance en ce mode de chauffage ;
• Mieux faire connaître les solutions proposées par les PAC ;
• Développer la PAC dans l’industrie.

Dans un communiqué, le gouvernement rappelle que la France est le premier marché des PAC domestiques en Europe et qu’elle dispose d’un important potentiel pour augmenter sa production locale. À terme, il s’agirait de décarboner le chauffage et de diminuer notre dépendance aux importations de gaz.

Un des points du plan consiste à faire mieux connaître les systèmes de PAC au grand public. En effet, il n’est pas évident pour un consommateur de s’y retrouver sur ce marché puisque le produit se décline en plusieurs modèles : aérothermiques, géothermiques ou hydrothermiques. Le fonctionnement et les prix divergent d’une technologie à l’autre. Mais toutes partagent la particularité de puiser les calories de l’air extérieur ou du sous-sol pour les redistribuer dans le système de chauffage du bâtiment. Et l’intérêt réside dans son efficacité puisque la PAC utilise moins d’énergie qu’elle n’en produit.

Les obstacles rencontrés par la filière de la pompe à chaleur

La filière se heurte toutefois à plusieurs difficultés. Déjà, il s’agit d’un mode de chauffage économique, certes, mais qui fonctionne à l’électricité. Or, l’augmentation régulière des prix de l’électricité pourrait freiner les consommateurs à investir dans ce mode de chauffage. Ensuite, si l’installation d’une PAC permet d’obtenir des aides. Toutefois, les dispositifs sont parfois complexes et difficiles à mettre en œuvre. Ainsi, en 2024, le dispositif MaPrimeRénov’ a changé pour favoriser les rénovations d’ampleur des logements. Mais il fait l’objet de critiques régulières dans le traitement des dossiers et les délais de versement des primes. Un point à améliorer pour rendre ce soutien réellement efficace et incitatif.

Ensuite, les PAC ont fait d’énormes progrès pour améliorer leur technologie. Mais elles sont souvent critiquées pour leur moindre efficacité en période de grand froid et la nécessité de s’équiper d’un mode de chauffage complémentaire pour améliorer le confort dans le logement. Une étude récente montre que la PAC présente des résultats satisfaisants pour les climats doux et que seules les températures extrêmes de l’ordre de -30 °C par exemple, amoindrissent leur efficacité. Pour autant, certains pays au climat particulièrement rigoureux comme la Finlande adoptent en masse les pompes à chaleur, en les associant à un mode de chauffage au bois.

Par ailleurs, le secteur manque de professionnels qualifiés pour conseiller, installer et effectuer la maintenance des équipements. Le plan du gouvernement mise justement sur la formation à ces métiers pour suivre la cadence de déploiement des PAC.

Un appel à manifestation d’intérêt PAC pour soutenir les industriels

En parallèle du plan annoncé par le gouvernement, un appel à manifestation d’intérêt PAC a également été lancé le 15 avril. Il s’agit de pouvoir lister les porteurs de projets d’usines de PAC ou de fabricants de composants essentiels, afin que ces acteurs puissent être accompagnés. La date limite pour déposer les dossiers a été fixée au 30 juin 2024.

Enfin, ce plan de bataille en faveur des PAC s’inscrit dans le mouvement européen du même ordre puisqu’une directive vient d’être adoptée concernant la performance énergétique des bâtiments. Le texte prévoit qu’à partir de 2030, tous les nouveaux bâtiments devront être zéro émission, ce qui va favoriser le déploiement des PAC.

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Enedis a publié les chiffres de raccordement des nouvelles installations d’autoconsommation collective mises en service au premier trimestre 2024. Et le moins qu’on puisse dire, c’est que le secteur connaît un franc succès. Pourquoi l’autoconsommation collective est-elle aussi appréciée en France ? Explications.

Depuis deux ans, la flambée des prix de l’énergie a incité de plus en plus de consommateurs à s’interroger sur leur façon de consommer. Ainsi, la sobriété est devenue réflexe, tant pour éviter de faire flamber sa facture que pour répondre aux sollicitations des pouvoirs publics face aux difficultés rencontrées par le réseau. Mais les usagers se sont également tournés vers une autre solution : l’autoconsommation. Il s’agit de consommer l’énergie que l’on produit soi-même, le plus souvent grâce à des panneaux photovoltaïques. Cette autoconsommation peut être individuelle lorsque le consommateur produit et utilise l’électricité qu’il produit seul. Elle peut aussi être collective, lorsqu’elle rassemble plusieurs acteurs.

Les chiffres de l’autoconsommation collective au premier trimestre 2024

Justement, le distributeur Enedis a publié fin mars les chiffres de l’autoconsommation collective pour le premier trimestre de l’année. Et la filière est manifestement en plein boom. Entre janvier et mars 2024, Enedis a dénombré 379 opérations d’autoconsommation collective dans son périmètre. Le chiffre est en hausse de 102 % par rapport à l’année 2023. Le distributeur nous apprend par ailleurs que ces 379 opérations, qui atteignent une puissance totale installée de 27 mégawatts (MW), rassemblent pas moins de 4 929 participants avec une moyenne de 2 producteurs pour 11 consommateurs pour chaque opération.

Les régions Grand Est et Occitanie arrivent en tête du classement s’agissant du nombre d’opérations réalisées (51), devançant de peu les Hauts-de-France (49) et Auvergne Rhône-Alpes (48). En fin de liste, le Centre-Val de Loire ne fait état que de 8 opérations effectuées. On remarque que l’autoconsommation collective plaît partout en France et n’est pas limitée à un seul territoire.

Les conditions de mise en œuvre d’un projet d’autoconsommation collective

Quel est le cadre de réalisation d’un projet d’autoconsommation collective ? Pour répondre à la demande du public, Enedis a publié un guide pédagogique pour répondre aux questions les plus fréquentes. Pour mettre en place un projet d’autoconsommation collective, les participants doivent se réunir pour fonder une structure juridique. On l’appelle la personne morale organisatrice. Cela peut être une association, une coopérative ou encore une société par exemple.

Le projet doit porter sur une ou plusieurs installations dont la puissance de production cumulée est inférieure à 3 mégawatts (MW). Les consommateurs qui participent à l’opération peuvent être des particuliers comme des habitants ou des bailleurs sociaux par exemple, mais aussi des acteurs industriels. Tous les participants doivent en revanche se situer dans un périmètre restreint de 2 km (même si une dérogation peut être accordée pour porter la limite à 20 km en zone rurale). Les consommateurs conservent leur contrat de fourniture d’électricité puisque l’installation d’autoconsommation collective ne couvre pas tous leurs besoins. Mais les kilowattheures (kWh) produits dans le cadre de l’opération sont déduits de la facture classique.

Les raisons du succès de l’autoconsommation collective en France

D’après les chiffres publiés par Enedis, l’autoconsommation séduit de plus en plus de monde. L’une des raisons de cet engouement réside sans doute dans le contexte de la crise de l’énergie. Pendant des décennies, la France a pu compter sur une électricité peu chère produite principalement par son parc nucléaire. Avec l’augmentation de la demande d’énergie liée à la reprise économique post-covid, suivie de la guerre en Ukraine qui a tendu l’approvisionnement en gaz en Europe, la situation s’est compliquée. Elle a ensuite été aggravée par les difficultés propres aux moyens de production français : parc nucléaire partiellement à l’arrêt pour des défauts inopinés et des reports d’opérations de maintenance, nombreux épisodes de sécheresse qui ont diminué les réserves des installations d’hydroélectricité.

Les Français ont ainsi vu leur facture d’énergie flamber depuis 2022, même si les particuliers et les petits professionnels ont été en partie protégés par le bouclier tarifaire qui a contenu la hausse des prix. Toutefois, les usagers se sont penchés sur leur facture d’énergie et ont cherché des moyens de faire baisser la note. Si les installations photovoltaïques individuelles sont en plein développement, elles ne sont pas adaptées à tous : locataires, occupants d’immeuble (même si les kits de balcon existent), maisons et terrains mal orientés. De nombreuses raisons peuvent freiner l’investissement dans une installation individuelle de production d’électricité.

Les opérations d’autoconsommation collective représentent alors une alternative pour ceux qui souhaitent investir dans une énergie décarbonée produite localement en circuit court. D’ailleurs, ces projets sont encouragés et certaines régions proposent même des aides. Par exemple, la région Grand Est propose une aide pouvant aller jusqu’à 70 % pour les études de faisabilité du projet et jusqu’à 500 euros/kilowatts crête (kWc) pour les dépenses. Ces opérations sont également l’occasion de se réunir en collectif pour mener à bien un projet concret, à taille humaine, en investissant une partie de son épargne. Avec la nouvelle hausse du prix de l’électricité appliquée depuis février 2024 et l’annonce de Bruno Le Maire indiquant qu’une énième augmentation était à prévoir l’an prochain, il y a fort à parier que les projets d’autoconsommation collective vont se multiplier dans les prochains mois.

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EDF a pris la décision d’arrêter cinq réacteurs nucléaires le week-end dernier, en raison d’une forte baisse de la demande d’électricité faisant chuter les prix. Une aberration qui montre que le réseau n’est toujours pas en mesure de valoriser la production excédentaire des centrales bas-carbone : nucléaire, éolien et solaire.

La France tourne la page de la crise de l’énergie : nos réserves hydrauliques se portent bien et notre parc nucléaire va mieux, après les arrêts inopinés de nombreux réacteurs et les retards pris dans les opérations de maintenance avec la crise sanitaire. Pour preuve, le prix de l’électricité sur le marché de gros est en chute libre. Cette situation s’explique également par le développement des énergies renouvelables qui permet de bénéficier d’un afflux de production d’électricité, dès que le soleil est radieux, comme c’est le cas en ce début de printemps.

Un réseau inadapté aux fortes productions issues des énergies renouvelables

Mais cette hausse de la production d’électricité issue des énergies renouvelables combinée à une baisse importante de la demande peut aussi perturber le réseau, lequel doit en permanence conserver un équilibre parfait entre l’offre et la demande. Ce week-end, les températures anormalement élevées ont anéanti les besoins de chauffage. La consommation nationale a chuté à des niveaux comparables à un dimanche de juillet. En parallèle, les parcs solaires ont tourné à haut régime, atteignant un pic à 10,7 GW dimanche à 13h15. En conséquence, le prix de l’électricité sur le marché spot en France est resté négatif, plongeant à un minimum de -39,89 €/MWh.

Pour maintenir la balance à l’équilibre entre offre et demande, EDF a donc dû arrêter 5 réacteurs nucléaires. Les sites concernés sont ceux de Dampierre 4 (890 mégawatts [MW]), Golfech 2 (1 310 MW), Paluel 4 (1 330 MW), Tricastin 1 et 3 (915 MW chacun). Tous ont été déconnectés du réseau samedi matin pour être reconnectés dimanche soir, à l’exception du réacteur Tricastin 1 remis en route mardi soir.

La courbe de production du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Golfech, le week-end du 13 au 14 avril 2024 / Energygraph.

Au total, 5,4 GW ont été concernés par cette coupure. On peut toutefois s’interroger sur ces arrêts qui risquent de se renouveler à mesure que le déploiement des énergies renouvelables s’accélère. Le réseau ne semble pas encore tout à fait prêt à accueillir ces nouveaux modes de production décentralisés dont la production dépend des conditions climatiques et n’est pas corrélée aux besoins. Pourtant, déconnecter des réacteurs nucléaires qui produisent une électricité décarbonée apparaît comme un gâchis alors même que ces arrêts sont coûteux.

Des solutions existent pour utiliser le surplus de production électrique

Il est surprenant que des solutions ne soient pas déployées pour valoriser le surplus de production électrique, dans le contexte actuel de décarbonation. Faute de demande, des moyens de production bas-carbone sont aujourd’hui bridés, alors qu’ils pourraient se substituer aux énergies fossiles.

Une des pistes pour soutenir la demande est le déploiement du véhicule électrique. Il constitue une des solutions pour gérer le surplus de production puisque la recharge est un moyen de stockage. Pour l’heure, le prix élevé à l’achat et les difficultés d’accès à la recharge privée dans certaines zones du territoire constituent un frein pour beaucoup d’automobilistes.

Il conviendrait également d’accélérer la décarbonation de l’industrie pour augmenter son électrification. Grâce aux systèmes de stockage de grande ampleur tels que les STEP et les méga batteries, ils pourraient bénéficier en semaine d’une électricité à bas-coût stockée les week-ends de faible demande, par exemple.

Par ailleurs, le recours à l’hydrogène constitue aussi une autre solution qui permettrait de valoriser un excédent de production, et d’éviter ainsi les arrêts de tranches des réacteurs nucléaires. La filière est en plein développement, notamment avec la construction prochaine d’usine d’hydrogène vert qui devrait voir le jour au Havre en 2028, avec le soutien financier de l’État. Enfin, le surplus de production électrique devrait pouvoir faire l’objet d’un stockage à très grande échelle.

Pour cela, des moyens de stockage massif devraient être développés rapidement. Si certains pays ont déjà pris les devants en investissant dans les batteries et les stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP), ce n’est pas le cas de la France. Aucun des grands scénarios établis pour l’avenir du mix électrique, que ce soit par l’ADEME ou le gestionnaire de réseau RTE, ne considère le stockage comme une pièce indispensable à la transition énergétique. Pourtant, le stockage participe à rendre le réseau électrique plus flexible.

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La start-up Jimmy propose une solution pour décarboner les grandes industries : remplacer les chaudières à combustible fossile par de petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR) qui n’émettent pas de CO₂. Une usine de fabrication de ces SMR devrait s’implanter sur la commune du Creusot (Saône-et-Loire).

Face aux enjeux climatiques, les industriels doivent trouver des solutions pour décarboner leur activité tout en préservant leur compétitivité. Plusieurs procédés sont déjà utilisés dans le secteur pour faire des économies et diminuer les émissions de CO₂ : récupération de la chaleur fatale ou stockage de la chaleur, par exemple.

Le nucléaire à la rescousse de l’industrie pour décarboner son activité

La start-up française Jimmy pourrait bientôt proposer une autre solution intéressante pour les industriels. Il s’agit de fabriquer des SMR en série pour remplacer les chaudières à gaz ou fioul traditionnellement utilisés dans l’industrie pour produire de la chaleur. Ces SMR pourront se brancher directement sur les installations industrielles existantes. Et Jimmy a annoncé récemment que sa plateforme de fabrication de ses générateurs thermiques nucléaires sera implantée en France, sur la commune du Creusot. Créé en 2020, Jimmy se définit comme une « start-up industrielle française qui réinvente l’utilisation de la fission nucléaire pour décarboner la chaleur industrielle ».

Détail des installations prévues au Creusot / Image : Jimmy.

D’ailleurs, l’entreprise se devait de trouver rapidement un site pour implanter sa nouvelle usine puisqu’elle doit livrer son premier client fin 2026. L’usine s’étendra sur 125 000 m² comprenant un atelier de stockage et d’assemblage qui entrera en service en 2025 puis en 2026, un atelier d’assemblage pour l’insertion du combustible dans les cuves. Enfin, un atelier de préparation du combustible devrait être opérationnel en 2028. Le projet nécessite un investissement de 100 millions d’euros et devrait créer à terme environ 300 emplois. L’entreprise est soutenue par l’État qui lui a accordé une subvention de 32 millions d’euros dans le cadre du plan France 2030.

Le boom mondial des SMR face aux enjeux climatiques

Le nucléaire est une des solutions utilisées dans le monde pour décarboner le mix énergétique des États. Mais construire un parc nucléaire prend du temps alors que les enjeux climatiques pressent les États à accélérer leurs actions dans le domaine. C’est la raison pour laquelle la technologie SMR a le vent en poupe dans le secteur du nucléaire. Il s’agit de réacteurs miniatures d’une puissance moindre (entre 50 et 300 mégawatts électriques (MWe) par rapport aux réacteurs traditionnels (entre 900 et 1650 MWe). Mais ils présentent l’avantage d’être moins onéreux et plus rapides à construire. Des dizaines de projets de construction de SMR sont en cours dans le monde, dont le projet Nuward en France.

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Le chinois Growatt propose une nouvelle solution de stockage d’énergie pour les installations solaires sur balcon. Un bon outil pour améliorer la rentabilité d’un parc solaire domestique.

Pour exploiter au maximum la production électrique de sa centrale photovoltaïque, il y a plusieurs stratégies. L’on peut adopter une discipline stricte, par exemple, en activant tous ses appareils durant les pics de production solaire. Il est également possible de revendre son surplus d’énergie au réseau. Enfin, l’on peut s’équiper d’un système de stockage. Avec cette seconde option, on augmente sa part d’autoconsommation en utilisant l’excédent d’électricité produit en plein soleil pour l’utiliser à tout autre moment du jour ou de la nuit, selon ses besoins.

La batterie NOAH 2000 de Growatt privilégie le stockage d’énergie

Plusieurs sociétés se sont lancées dans la commercialisation de systèmes prêts-à-brancher, permettant de gérer le stockage et l’injection d’énergie solaire de façon modulaire. De nouvelles solutions débarquent régulièrement sur le marché. Parmi elles, la société chinoise Growatt vient de présenter son nouveau système de stockage dédié aux parcs photovoltaïques résidentiels. La batterie NOAH 2000 se combine avec l’onduleur NEO 800M-X et peut être reliée à 4 panneaux solaires via un câble solaire parallèle en Y. Lorsque la batterie est activée, le système emmagasine en priorité l’énergie. Une fois la batterie chargée, le surplus est dirigé vers le réseau électrique domestique pour être utilisé immédiatement.

La batterie est donc chargée en priorité dès lors qu’il y a du soleil. Pour l’utilisateur, c’est l’assurance de bénéficier d’énergie toujours disponible dès que le soleil se couche. Destiné aux installations solaires sur balcon, il peut aussi équiper des panneaux fixés en toiture ou sur un mur, voire même au sol.

Empiler jusqu’à 4 batteries associées à 4 panneaux solaires

Selon les données disponibles sur le site de Growatt, la batterie pèse 23 kilos, dispose d’une sortie maximale de 800 watts (W) et elle est équipée de deux entrées pouvant accueillir une puissance jusqu’à 900 W. Elle se charge avec des températures extérieures comprises entre 0 et 45 °C et se décharge entre -20 °C et 45 °C. Certifié IP66, le produit est étanche à l’eau et résiste à la poussière, permettant son utilisation en extérieur sans problème. Il est également garanti 10 ans et prévu pour fonctionner durant plus de 6 000 cycles de vie.

Côté installation, Growatt a fait simple puisqu’il suffit de relier le micro-onduleur et la batterie au moyen du connecteur rapide H4. Par ailleurs, le micro-onduleur se branche facilement sur secteur via une prise électrique classique. À noter qu’il est possible d’empiler jusqu’à 4 batteries pour atteindre une capacité totale de stockage de 8 192 wattheures (Wh) avec 4 panneaux solaires. Au niveau des dimensions, chaque batterie mesure 406 mm x 235 mm x 270 mm. Aucune information n’est pour l’instant disponible concernant le prix. La firme est toutefois connue pour commercialiser des onduleurs à prix abordable.

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Mauvaise élève de la classe européenne en matière d’émissions de CO₂, la Pologne entend renverser la tendance en misant sur le nucléaire d’une part et d’autre part sur les énergies renouvelables, avec en particulier l’éolien en mer. Focus sur la stratégie polonaise pour en finir avec sa dépendance au charbon.

La Pologne est à l’avant-dernière place dans le classement des pays d’Europe en matière d’émissions de CO₂ liées à la production d’électricité (2022). En cause, sa forte dépendance au charbon dont il est le plus gros producteur européen avec l’Allemagne. En effet, plus de 60 % de sa production d’électricité est issue du charbon.

La décarbonation du mix électrique passera par le nucléaire en Pologne

Et même si les relations entre la Pologne et la Commission européenne sont régulièrement tendues, et que le gouvernement polonais se montre très difficile en matière d’adoption de nouvelles règles concernant la politique énergétique européenne, le pays avance tout de même dans le domaine. Pour accélérer la décarbonation de son mix électrique, la Pologne a lancé le programme « PEP40 » qui établit sa nouvelle politique énergétique. Dans ce cadre, le pays a décidé de renouer avec le nucléaire civil, avec le projet de construire 2 à 3 centrales d’ici 2043. Les travaux de la première centrale, située à Lubiatowo-Kopalino, doivent débuter en 2026 pour une mise en service à partir de 2033. Elle sera équipée de trois réacteurs d’une puissance de 1 100 MWe.

Pour l’anecdote, la Pologne compte déjà une centrale nucléaire, mais qui est restée inachevée. Située à Zarnowiec, sa construction avait été arrêtée en 1990 à la suite d’un referendum dont le résultat était défavorable à la poursuite des travaux, la population étant marquée par la catastrophe de Tchernobyl quelques années plus tôt.

À noter que la Pologne mise aussi sur les petits réacteurs modulaires (SMR) puisque le pays a donné son accord pour la construction de 24 SMR qui seront répartis au sein de 6 sites et devraient être opérationnels à partir de 2030. En lançant son programme nucléaire, la Pologne espère décarboner sa production d’électricité. Mais la construction de nouvelles centrales prend du temps alors que l’urgence climatique impose d’accélérer le mouvement en faveur de la transition énergétique.

La Pologne entend tirer parti du potentiel éolien de la mer Baltique

Le pays investit donc également dans les énergies renouvelables. Aux côtés du photovoltaïque, l’éolien en mer va se développer dans les années à venir. Pour cela, la Pologne peut compter sur le potentiel exceptionnel de la mer Baltique pour implanter des parcs éoliens en mer. D’autres pays l’ont déjà compris tels que l’Allemagne et le Danemark par exemple. D’ailleurs, à l’été 2022, les pays riverains de la mer Baltique (Danemark, Allemagne, Pologne, Finlande, Suède, Estonie, Lituanie et Lettonie) se sont mis d’accord pour multiplier par 7 leur capacité éolienne offshore d’ici 2030. À l’époque, quelques mois après le début de la guerre en Ukraine, il devenait urgent de se passer du gaz russe dont l’approvisionnement devenait compliqué et de diversifier la production d’électricité.

Du côté de la Pologne, à ce jour, trois projets éoliens en mer sont en cours. Il y a d’abord les trois parcs Baltica qui devraient totaliser une puissance installée de 3,5 gigawatts (GW) avec une mise en service prévue à partir de 2026.

Baltic Power est le deuxième parc éolien en mer qui devrait alimenter la Pologne en énergie décarbonée. Porté par l’entreprise Baltic Power, filiale de la compagnie pétrolière polonaise Orlen, le projet comporte 70 éoliennes pour une puissance totale de 1,2 GW. La mise en service devrait débuter en 2026. Enfin, les parcs MFW Baltyk I, II et III, développés par l’entreprise polonaise Polenergia associée à la société norvégienne Equinor atteindront une puissance de 3 GW. À terme, ce sont plus de 4 millions de foyers polonais qui pourront être alimentés en électricité « verte » grâce à ces trois parcs.

Située à environ 80 km du rivage, la ferme solaire en mer Baltyk III devrait voir sa construction débuter cette année puis une mise en service de la première tranche à partir de 2027. Avec sa capacité de 1 560 MW, le parc Baltyk I est le plus grand parc éolien en construction dans la mer Baltique actuellement. Pour rationaliser les coûts, les trois parcs Baltyk vont partager leurs infrastructures avec par exemple un tronçon commun pour le câble alimentant les trois sites. Selon le PDG de Polenergia, cela « réduira considérablement le processus d’investissement, le rendra plus facile et moins cher ».

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Le gouvernement vient de combler une lacune en publiant mardi dernier un décret portant sur l’agrivoltaïsme. Le texte encadre la pratique consistant à associer agriculture et production d’énergie solaire. Cette base réglementaire devrait donner un socle solide et permettre à la filière de se développer sereinement.

Cela fait quelque temps que la pratique de l’agrivoltaïsme suscitait l’intérêt des parlementaires. En 2022, une mission flash confiée à des députés avait abouti à la publication d’un rapport tentant d’encadrer l’agrivoltaïsme. Cette même année, le Sénat adoptait en première lecture une proposition de loi en faveur du développement de l’agrivoltaïsme, laquelle a été déposée ensuite à l’Assemblée nationale où elle attend encore d’être examinée. De son côté, l’ADEME avait publié une étude sur la filière pour proposer sa définition et un cadre de mise en œuvre.

Un décret pour encadrer la pratique de l’agrivoltaïsme

Sans texte législatif clair pour l’encadrer, à l’exception de la loi du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables qui l’évoque, l’agrivoltaïsme peine à accélérer son déploiement. Dans la lignée de la loi précitée, le gouvernement vient enfin de publier mardi 9 avril un décret qui définit clairement les conditions de développement de la filière.

En pratique, l’agrivoltaïsme consiste à installer des panneaux solaires au-dessus des cultures telles que des vignes, des arbres fruitiers ou des parcelles abritant de l’élevage. L’intérêt est double pour l’agriculteur : réduire le risque de gel sur les cultures en hiver et les abriter des fortes chaleurs en été, tout en générant un revenu issu de la revente de la production solaire.

Des garde-fous posés par le décret pour préserver l’agriculture

L’émergence de l’agrivoltaïsme avait fait craindre chez certains une dérive qui aurait conduit à délaisser l’activité agricole au profit des seuls revenus issus de la production d’énergie. Le décret répond à cette inquiétude en encadrant strictement la pose des panneaux solaires sur les surfaces agricoles : un même terrain ne peut pas être couvert à plus de 40 % par des installations photovoltaïques. En outre, la baisse de rendement sur la parcelle dotée de panneaux ne peut aller en deçà de 10 %, comparativement à une parcelle dépourvue de panneau qui assume le rôle de parcelle « témoin » (hors élevage). Afin de ne pas gêner l’activité agricole, le texte prévoit aussi que l’installation photovoltaïque doit être en mesure de permettre « une exploitation normale et assure notamment la circulation, la sécurité physique et l’abri des animaux ainsi que, si les parcelles sont mécanisables, le passage des engins agricoles ».

Enfin, le décret aborde un autre point important : celui de l’installation de panneaux photovoltaïques sur des terrains qui ne peuvent pas être cultivés et dénommés « incultes ». Un document cadre doit être établi dans les 9 mois par les chambres départementales d’agriculture afin d’identifier ces terrains, lesquels pourront faire l’objet d’installations photovoltaïques.

Un texte accueilli favorablement par les acteurs de la filière de l’agrivoltaïsme

Ce décret ne constitue qu’un premier pas dans l’élaboration de la législation liée à l’agrivoltaïsme et il est prévu qu’il soit complété par la suite. Du côté des acteurs de la filière, ce décret a reçu un accueil plutôt favorable. La Fédération française des producteurs agrivoltaïques (FFPA) a publié un communiqué indiquant qu’elle « accueille avec satisfaction le décret sur l’agrivoltaïsme ». Elle précise qu’un point d’étape sera indispensable d’ici 3 ans pour vérifier « l’impact du nouveau cadre légal et réglementaire sur le développement de l’agrivoltaïsme en France ». Du côté du syndicat des énergies renouvelables (SER), son président Jules Nyssen déclare que ce texte « est aussi le fruit d’un dialogue efficace entre les acteurs des filières renouvelables et agricoles, dont on ne peut que se féliciter ! ».

Sur la base de ce nouveau texte, la filière va pouvoir accélérer son développement pour devenir un réel acteur de la transition énergétique.

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L’Inde s’est engagée à atteindre la neutralité carbone d’ici 2070. C’est un défi pour cet État encore fortement dépendant du charbon pour sa production d’électricité. Pour parvenir à son objectif, le pays devenu le plus peuplé au monde devant la Chine, mise sur le nucléaire et les énergies renouvelables.

L’Inde connait une forte croissance économique avec une augmentation du produit intérieur brut (PIB) supérieure à 7 % en 2023. C’est aussi le troisième plus gros consommateur d’énergie au monde. Mais le pays fait face à un véritable défi consistant à soutenir cette croissance (la demande en énergie devrait bondir de 35 % d’ici 2030), tout en tenant compte des enjeux environnementaux. En effet, l’Inde n’est pas épargnée par les catastrophes naturelles, telles que les inondations, les épisodes de fortes chaleurs et de sécheresse, les tremblements de terre ou encore les cyclones.

La neutralité carbone envisagée pour 2070

Lors de la conférence sur le climat (COP26) qui s’est déroulée à Glasgow en 2021, le Premier ministre Narendra Modi s’était engagé à ce que son pays atteigne la neutralité carbone d’ici 2070. Pour étudier les moyens permettant d’atteindre cet objectif, un rapport a été établi par l’Institut indien de gestion d’Ahmedabad (IIMA). Cette étude devait déterminer les méthodes permettant de baisser le coût de l’électricité pour les consommateurs et de décrire le mix énergétique à mettre en place pour atteindre la neutralité carbone.

Pour cela, elle établit plusieurs scénarios en fonction des énergies décarbonées considérées et de différents niveaux de croissance économique possibles. S’il n’est pas question que le charbon cède sa place dominante dans le système énergétique indien au cours des 20 prochaines années, la part du nucléaire et des énergies renouvelables va, elle, augmenter au fil des ans.

Le nucléaire associé aux énergies renouvelables pour réussir la transition énergétique en Inde

Ainsi, le rapport mise sur « une production substantielle d’énergie nucléaire en 2070 ». C’est d’ailleurs avec le scénario qui met l’accent sur l’énergie nucléaire (331 gigawatts [GW] d’ici 2070) que le coût de l’énergie sera au plus bas pour les consommateurs. Le pays avait déjà annoncé vouloir multiplier par trois sa capacité de production nucléaire d’ici 2032 en mettant en service chaque année un réacteur nucléaire, pour atteindre 50 000 mégawatts (MW) installés en 2040.

Du côté des énergies renouvelables, l’Inde avance à grands pas, à l’image de ses gigantesques parcs solaires et éoliens accueillis en plein désert du Thar. Elle a dépassé son objectif de 15 % d’électricité d’origine renouvelable en 2020 pour se hisser à un niveau de 20 % à cette date. Le prochain défi sera de parvenir à 50 % d’ici 2030. Plusieurs axes ont été adoptés dans ce but : développement de la filière de production d’hydrogène vert (pour laquelle une feuille de route bilatérale a été signée en octobre 2022 avec la France), accélération du déploiement des parcs solaires et éoliens.

Enfin, pour accompagner le développement des énergies renouvelables, l’Inde mise sur le stockage grâce à des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) dont la construction est encouragée.

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Le ministre de l’Économie a annoncé vendredi dernier le déploiement d’un « plan de bataille » pour soutenir la production de panneaux solaires sur le sol français. Une bonne nouvelle pour la filière, fortement touchée par la concurrence des produits chinois.

La filière de production photovoltaïque européenne subit de plein fouet la concurrence asiatique. En cause, la politique américaine issue de l’Inflation Reduction Act qui favorise largement la filière photovoltaïque américaine. Cette politique a conduit à bloquer les produits chinois à la frontière américaine. Les entreprises chinoises ont donc réagi en inondant le marché européen avec des panneaux bon marché, ce qui a fortement déséquilibré les entreprises européennes. Plusieurs groupes implantés en Europe ont de ce fait pris la décision de délocaliser leurs usines aux États-Unis, bénéficiant ainsi de subventions américaines. C’est le cas par exemple de Meyer Burger qui ferme son usine photovoltaïque en Allemagne pour s’installer outre Atlantique.

Un « plan de bataille » pour soutenir la filière photovoltaïque en Europe

Afin de ne pas asphyxier la filière européenne et de garder une certaine souveraineté en matière de production photovoltaïque, il était urgent de réagir. En France, cela passe par l’annonce d’un « plan de bataille » pour le secteur. Accompagné du ministre délégué à l’Industrie et à l’Énergie, Roland Lescure, c’est Bruno Le Maire, ministre de l’Économie qui a annoncé la feuille de route, vendredi dernier, lors d’un déplacement dans un parc photovoltaïque à Manosque (Alpes-de-Haute-Provence).

Le but affiché est de doubler le rythme de déploiement des capacités d’énergie solaire en France d’ici 2030, conformément à l’objectif fixé par la stratégie nationale énergie climat. Il s’agit aussi de soutenir la filière française en proposant un « pacte solaire » pour inciter à produire et à acheter en Europe et même en France. Selon Bruno Le Maire, le but est de « produire en France d’ici 2030, 40 % des panneaux photovoltaïques que nous utilisons ».

La provenance des panneaux solaires mieux identifiée

Pour soutenir la filière, l’État entend intégrer à ses appels d’offres des critères sur le contenu carbone des panneaux, afin que les modules produits localement soient mieux notés. Et les grandes entreprises telles que TotalEnergies, Engie ou EDF ont été appelées par le ministre à intégrer le pacte solaire. En outre, un « Induscore » devrait être élaboré dans la filière. Fondé sur le même modèle que le Nutriscore dans le secteur alimentaire, il attribuera un classement de A à E qui permettra de connaître le pourcentage de fabrication d’un module en Europe. La note A sera attribuée si 4 étapes de fabrication au moins ont été réalisées en Europe. La note E signifiera au contraire que le produit est importé depuis l’extérieur de l’Europe. Reste à connaître les modalités d’application de l’Induscore, car le parallèle avec le Nutriscore n’est pas vraiment rassurant. En effet, le Nutriscore est décrié en raison de sa portée limitée : son application n’est pas obligatoire et dépend du bon vouloir des entreprises.

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Le prix de gros de l’électricité retrouve des niveaux comparables à ceux précédents la crise de l’énergie. Pourtant, le prix payé par le consommateur n’a pas baissé, bien au contraire puisqu’une augmentation de 10 % a été appliquée sur le tarif réglementé de vente (TRV) au 1ᵉʳ février 2024. Alors pourquoi une telle décorrélation entre le prix de gros de l’électricité et le prix payé par les usagers ?

La facture d’électricité des Français est en constante augmentation depuis deux ans avec des hausses successives du tarif réglementé de vente (TRV). Entre février 2022 et février 2024, il a connu une hausse totale de près de 40 %. De quoi fortement perturber la trésorerie des ménages et des petits professionnels. Depuis quelque temps, on entend parler de la baisse des prix sur le marché de gros de l’électricité, sans que le consommateur final voie sa facture diminuer pour autant.

En effet, après avoir subi de fortes hausses en 2021 et 2022 en raison de la baisse de la production nucléaire et hydraulique et de l’envolée du prix du gaz résultant de la guerre en Ukraine, le prix de gros de l’électricité connaît enfin une courbe descendante pour retrouver des niveaux similaires à ceux d’avant la crise. Selon l’organisme Ember, en France, le prix de gros moyen était de 76,66 euros/mégawattheure (MWh) contre 132,28 euros/MWh en janvier 2023 et 211,58 euros/MWh en janvier 2022. Il était de 59,47 euros/MWh en janvier 2021.

Distinction entre marché de gros et marché de détail de l’électricité

Si le prix de gros de l’électricité diminue, pourquoi paye-t-on toujours plus cher nos factures ? Déjà, il faut distinguer le marché de gros de l’électricité sur lequel les producteurs vendent l’électricité aux fournisseurs. Les échanges se font à différentes échéances : soit à très court terme, dans le cadre des produits spots avec des livraisons le jour même ou le lendemain, soit à plus long terme, dans le cadre de produits à terme avec des livraisons dans plusieurs semaines, mois, trimestres, voire années. Le prix est alors négocié au moment de la conclusion du contrat. Quand on dit que le prix de gros de l’électricité a baissé, on parle du marché spot, à court terme.

Or, cette baisse des prix sur le marché de gros à court terme n’est pas directement répercutée sur le prix payé par le consommateur final. Et tant mieux, parce que cela voudrait dire que le tarif de l’électricité payé par l’usager serait sujet à une variation quotidienne des prix, ce qui rendrait difficile la compréhension des factures et l’exposerait à des tarifs parfois nuls, parfois extrêmement élevés. Dans le cadre du marché de détail, un contrat est signé entre le fournisseur et son client pour la livraison d’électricité. Le prix du kilowattheure (kWh) est alors fixé sur la base du TRV ou librement déterminé par le fournisseur, pour les offres de marché. Le montant du TRV est fixé par les pouvoirs publics, après avis de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Il peut être modifié deux fois par an, en février et en août.

Le tarif réglementé de vente de l’électricité ne cesse d’augmenter malgré une chute des prix de gros

En février dernier, le TRV a augmenté de près de 10 % alors même que les prix spot de l’électricité connaissent une décrue. En réalité, lors de sa consultation, la CRE avait suggéré de conserver un niveau de prix stable : +0,18 % HT pour les clients résidentiels et -3,55 % HT pour les professionnels soumis au tarif bleu. Mais les pouvoirs publics ont décidé d’augmenter les taxes (l’ancienne Taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité (TICFE) appelée dorénavant l’accise). Pendant la crise, le montant de l’accise avait en effet été diminué à hauteur de 1 euro/MWh dans le cadre du bouclier tarifaire. Il est désormais de 21 euros/MWh. L’augmentation des taxes explique donc que le prix du kWh n’a pas baissé sur nos factures. Mais peut-on imaginer une diminution lors des prochaines échéances ? Mauvaise nouvelle : le gouvernement a déjà prévenu qu’une nouvelle hausse de l’accise allait intervenir en février 2025, pour retrouver son niveau d’avant-crise (32,44 euros/MWh).

Au-delà du montant des taxes, le prix du TRV est également affecté par le prix du marché de gros à long terme. Or, les acteurs de ce marché se sont montrés très précautionneux dans la fixation des prix pour les livraisons lointaines, compte tenu de la crise de l’énergie qui a marqué les esprits. Le gestionnaire de réseau RTE avait alerté sur la situation en précisant que l’augmentation des prix à terme sur le marché français « intégraient, depuis le second trimestre 2022, une prime de risque décorrélée des fondamentaux économiques sous-tendant les marchés de l’électricité ». Pour RTE, cela traduisait « une forte aversion au risque des acteurs et une couverture contre des scénarios de risque extrêmes qui n’apparaissaient toutefois que très peu probables ». Heureusement, cette prime de risque a progressivement disparu fin 2022 avant de réapparaître brièvement au printemps et à l’été 2023 pour s’effacer à nouveau depuis la fin de l’été 2023.

Enfin, il faut rappeler que les consommateurs sont libres de choisir leur fournisseur d’énergie. Et s’il était difficile de trouver des offres intéressantes pendant la crise, la situation s’améliore depuis quelques mois. Il peut donc être utile de comparer les offres et d’examiner celles proposées par les fournisseurs alternatifs, qui proposent souvent des réductions par rapport au prix du TRV.

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Le développement des énergies renouvelables nécessite de moderniser les réseaux pour prendre en compte ces nouveaux modes de production. Et ce n’est pas toujours évident, comme le prouve l’exemple récent de la Pologne, contrainte de réduire la production de ses énergies renouvelables afin d’éviter de déséquilibrer son réseau électrique.

Face à l’urgence climatique, l’Union européenne s’est fixée comme objectif d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Chaque État membre met ensuite en place une politique énergétique adaptée afin de parvenir à cet objectif et cela passe notamment par le recours aux énergies renouvelables (ENR).

En Pologne, en 2023, le charbon assurait 61 % de la production d’électricité. Le pays mise sur le nucléaire pour décarboner sa production à l’avenir. Le gaz devrait assurer la transition dans l’attente du démarrage des premiers réacteurs, qui ne devrait pas avoir lieu avant 2033. Les énergies renouvelables connaissent également une forte croissance en Pologne, principalement avec le photovoltaïque. Le pays constitue le troisième marché solaire en Europe, derrière l’Allemagne et l’Espagne, avec 12,4 gigawatts (GW) de capacité installée fin 2022.

Mais en tant que source de production d’électricité non pilotable, les ENR nécessitent de disposer de moyens de production flexibles permettant d’équilibrer en permanence l’offre et la demande sur le réseau, sous peine de voir survenir un black-out. En outre, le réseau doit subir des adaptations afin d’accueillir les moyens de production décentralisés que sont les ENR.

Le réseau polonais inadapté aux nouveaux modes de production décentralisés

Or, la Pologne n’a pas suffisamment modernisé son réseau pour cela. Ainsi, face à un afflux de production d’énergie éolienne et solaire, le pays a été contraint de prendre une décision drastique : effectuer une déconnexion d’une partie de son parc photovoltaïque du réseau. En pratique, le gestionnaire de réseau polonais Polskie Sieci Electroenergetyczne (PSE) a effectué une réduction de la capacité de production d’énergie photovoltaïque, pour la troisième fois au mois de mars. Cette troisième salve de réduction a eu lieu au cours de la journée du 26 mars : -1 201 mégawatts (MW) entre 11 h et 12 h, -1 877 MW entre 12 h et 13 h puis -1 711 MW entre 13 h et 14 h.

PSE justifie cette décision dans un communiqué de presse « en raison de l’offre excédentaire de production dans le système électrique national et de la nécessité de restaurer les capacités de régulation du système électrique national ». Pour éviter ce gâchis de production solaire tout en préservant l’équilibre du réseau, la Pologne doit donc accélérer la mise à niveau de son réseau électrique afin que cet épisode ne se renouvelle pas trop souvent. À ce titre, le pays bénéficie du soutien financier de la banque européenne d’investissement (BEI) pour entreprendre ces travaux. Fin 2022, la BEI a en effet annoncé un soutien de plus de 466 millions d’euros accordé à la Pologne pour moderniser le réseau de transport et y intégrer les ENR.

À savoir que la Pologne n’est pas un cas isolé dans le monde. L’État du Texas, aux États-Unis, qui est devenu un champion du renouvelable en quelques années, n’a pas pris la mesure des besoins en modernisation de son réseau électrique. Ainsi, en 2022, il a déjà dû brider sa production éolienne et solaire. Selon l’Agence d’information sur l’énergie américaine (EIA), le Texas pourrait ainsi perdre 13 % de sa production éolienne et 19 % pour le solaire d’ici 2035 en raison de décisions de bridage, afin de préserver l’intégrité du réseau.

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L’explosion des prix de l’électricité ces dernières années a conduit à l’émergence d’un véritable marché de la fraude. Des individus proposent ainsi d’intervenir sur votre compteur afin de faire baisser drastiquement votre facture d’énergie. Une pratique évidemment illégale et dangereuse.

La fraude n’est pas une pratique nouvelle dans le secteur de l’énergie. L’utilisation d’un aimant pour ralentir la roue des vieux compteurs électromécaniques, par exemple, était une pratique connue par le passé, qui permettait de diminuer le montant de la facture. Les compteurs électroniques qui ont pris le relais des anciens modèles électromécaniques étaient plus difficiles à trafiquer. Et le déploiement récent des compteurs communicants Linky devait rendre la fraude impossible.

En effet, les nouveaux compteurs communicants transmettent des informations à distance. On pourrait donc penser qu’une éventuelle fraude serait détectée en temps réel, permettant aux équipes d’ENEDIS de faire le nécessaire rapidement pour y mettre un terme. En réalité, ce n’est pas si simple. Il semble qu’un nouveau marché ait émergé ces derniers mois, sans doute à la faveur de l’explosion des prix de l’électricité depuis deux ans. Un journaliste de France 2 a ainsi échangé sur la messagerie en ligne Telegram avec un individu qui lui promettait une intervention pour 200 euros (avec un prix de groupe à 300 euros pour l’électricité et le gaz) qui lui permettrait de faire baisser sa facture d’énergie. Dans le reportage diffusé au journal télévisé de 13h le 2 avril, on parle d’une baisse de la facture de l’ordre de 50 à 70 %.

Comment fonctionne la fraude au compteur Linky ?

Mais comment procèdent ces personnes pour obtenir cette chute drastique des consommations ? Pour le comprendre, il faut se rappeler que l’électricité du réseau public de distribution passe des lignes présentes sur la voie publique (aériennes ou enfouies dans le sol) vers un câble de dérivation qui dessert chaque propriété (maison ou immeuble). Ensuite, l’électricité transite vers chaque logement et traverse le compteur avant d’alimenter l’ensemble des circuits électriques de l’habitation. Lorsqu’on utilise un appareil électrique dans la maison, la consommation est enregistrée par le compteur, qui la transmet chaque demi-heure à ENEDIS, puis au fournisseur d’électricité, qui établit la facture.

Pour faire baisser cette facture, il suffit logiquement de diminuer la consommation enregistrée par le compteur. Comme il semble difficile de toucher au compteur Linky proprement dit, une autre technique est employée : celle de la dérivation électrique. Cela n’a rien d’innovant en soi. Il s’agit de brancher certains appareils électriques directement au réseau public situé avant le compteur Linky, de sorte que la consommation ne soit pas enregistrée par le compteur. Ainsi, elle n’est pas facturée. Cette dérivation est généralement reliée aux appareils les plus énergivores, afin que la baisse de la facture soit importante : ballon d’eau chaude, lave-linge, sèche-linge, lave-vaisselle. Elle ne concerne pas l’ensemble des appareils électriques de la maison afin que le compteur enregistre tout de même une consommation, même faible. En effet, une absence totale de consommation du jour au lendemain dans une résidence principale pourrait facilement attirer l’attention d’ENEDIS.

Sur Ebay ou Leboncoin, il est facile de trouver des personnes proposant leurs services pour réaliser une fraude ou vendre des scellés.

Les dangers de la manipulation frauduleuse du compteur Linky

La mise en œuvre d’une dérivation sur le compteur est un grave problème. D’abord, l’opération en elle-même est particulièrement dangereuse puisque l’individu l’effectue alors que l’installation est sous tension. De plus, ce genre d’installation frauduleuse peut provoquer un court-circuit suivi d’un incendie sur l’installation, entraînant un risque important pour la sécurité des occupants de l’habitation et de l’immeuble le cas échéant. On peut se demander à ce titre si la dérivation frauduleuse ne contourne pas également les protections individuelles présentes sur le tableau électrique (disjoncteur de branchement, disjoncteurs différentiels) qui protègent les occupants en cas de défaillance d’un appareil.

Enfin, cette pratique caractérise un vol d’énergie qui est un délit. L’article 311-2 du Code pénal indique que « la soustraction frauduleuse d’énergie au préjudice d’autrui est assimilée au vol ». Et l’article suivant précise que « le vol est puni de trois ans d’emprisonnement et de 45 000 euros d’amende ».

Au-delà du volet pénal, lorsque l’agent d’Enedis se rend sur place pour constater le vol, il facture un forfait « agent assermenté » de 506,33 euros prévu en cas de « manipulation frauduleuse du dispositif de comptage » par son catalogue des prestations. Par ailleurs, en cas de fraude, un redressement est facturé au titre des consommations non réglées. Enedis a prévu une procédure dédiée qui donne les détails de la rectification effectuée. Si le compteur n’a pas enregistré la consommation, le redressement s’effectue soit sur l’historique de consommation s’il existe, soit sur la base des consommations enregistrées habituellement sur les profils du même type. Concernant la période corrigée, elle peut remonter jusqu’à deux ans en arrière pour un client particulier et jusqu’à 5 ans pour les professionnels. Enedis demandera aussi réparation pour tout dégât causé sur l’installation.

Enedis lutte contre la fraude à l’aide de l’intelligence artificielle

Pour lutter contre la fraude, Enedis examine les index transmis par Linky. Une baisse anormale et soudaine des consommations peut entraîner un contrôle de la part des agents du distributeur. Toutefois, dans la pratique, il n’est pas forcément aisé pour les agents de traiter l’ensemble des mouvements anormaux. La baisse des consommations dans un logement peut avoir plusieurs explications, dont la plupart totalement légitimes : départ en vacances pendant plusieurs semaines, changement de mode de production d’eau chaude et de chauffage, résiliation d’un bail, départ d’un occupant, etc. La multiplication des cas de baisse des consommations rend la détection de la fraude pas si évidente.

Interrogé par le journal Le Parisien, le directeur clients d’Enedis, Eric Salomon a évoqué ce phénomène de fraude en indiquant que 250 agents traitaient les alertes transmises par les compteurs Linky, afin de repérer d’éventuels cas. Il a aussi précisé avoir recours à l’intelligence artificielle (IA) pour comparer le niveau de consommation d’un logement avec d’autres habitations du même type, ce qui permet de déceler des niveaux anormalement bas de consommations.

Et Enedis a publié un communiqué de presse sur le sujet le 6 mars 2024 afin d’appeler les consommateurs « à la plus grande vigilance », indiquant que le nom et l’identité de certains de ses collaborateurs étaient parfois usurpés à des fins frauduleuses. Il semble donc que des usagers soient bernés par de faux employés d’Enedis qui leur proposeraient leurs services pour faire baisser leur facture d’énergie. Le distributeur a rappelé à cette occasion la condamnation de deux hommes à Besançon en décembre dernier, pour avoir proposé et réalisé des actes frauduleux sur des compteurs électriques. Les peines prononcées sont alors allées jusqu’à 24 mois de prison, dont 12 avec sursis probatoire de trois ans et 25 000 euros d’amende dont 15 000 euros avec sursis.

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Le chantier de l’EPR de Flamanville va enfin voir le bout du tunnel, après des années de retard et la flambée de son coût de fabrication. Révolution Energétique fait le point sur le calendrier à venir qui devrait enfin aboutir sur le démarrage du réacteur cet été.

La filière du nucléaire est en plein regain depuis le discours de Belfort du président de la République en février 2022 annonçant la construction de six nouveaux EPR (voir notre carte) ainsi que la possibilité d’en fabriquer huit supplémentaires par la suite. Mais le secteur est hanté par les difficultés abyssales du chantier de Flamanville. Pour rappel, ce chantier consiste à ériger le premier réacteur nucléaire EPR de France, d’une puissance de 1 600 mégawatts (MW), sur le site de la centrale de Flamanville (Manche). Les travaux ont débuté en 2007 et devaient prendre fin en 2012. Les obstacles se sont multipliés durant les travaux, conduisant à un retard de 12 ans et à l’explosion du budget, qui est passé de 3,3 à 19,1 milliards d’euros. Autant dire que la mise en service de l’EPR de Flamanville sonnerait la fin d’un long calvaire pour EDF. Et 2024 devrait être la bonne année pour cela.

La phase de tests grandeur nature terminée fin 2023

L’année 2023 avait déjà permis de bonnes avancées sur le chantier. À l’automne, l’énergéticien français avait lancé une série de tests grandeur nature pour préparer le démarrage de l’EPR. Elle a mobilisé 1 000 personnes pendant 10 semaines et s’est terminée le 10 décembre 2023. Elle a permis d’activer la chaudière (sans réaction nucléaire) ainsi que la turbine, dans différentes conditions, même les plus difficiles. À ce stade, EDF espérait pouvoir lancer son réacteur avant l’été. Mais EDF n’en a pas fini pour autant avec les démarches administratives avant de pouvoir le mettre en route pour de bon. L’année 2024 va en effet marquer de nouvelles étapes indispensables pour permettre de lancer la production d’électricité de l’EPR.

Une étonnante consultation du public avant la délivrance de l’autorisation de mise en service

À la suite de la demande d’autorisation de mise en service du réacteur transmise par EDF à l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en 2021, une consultation du public s’est déroulée du 5 juin au 15 septembre 2023. Une seconde consultation a eu lieu du 15 janvier au 15 février 2024.

Mais ce n’est pas fini. L’ASN a ensuite publié sur son site internet son projet de décision autorisant la mise en service de l’EPR. Cette diffusion se déroule pendant trois semaines, du 27 mars au 17 avril 2024. Ce n’est qu’à l’issue de cette phase qu’EDF recevra enfin l’autorisation de mise en service, avec quelques semaines de retard par rapport à son dernier calendrier en date. Ce feu vert lui permettra de procéder à un premier chargement de combustible, avant de lancer les opérations de démarrage.

D’ailleurs, l’énergéticien a indiqué fin février 2024 que le combustible était prêt. Mais il faudra attendre l’été 2024 pour voir enfin démarrer l’EPR qui devrait atteindre 100 % de sa capacité de production d’ici la fin d’année. À noter qu’un arrêt du réacteur est d’ores et déjà programmé pour 2026 sur une durée de plusieurs mois, afin de réaliser ce qu’EDF appelle une « visite complète 1 ». Des détails seront communiqués ultérieurement pour déterminer les modalités de cette inspection.

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La crise climatique n’attend pas et certains pays comme la France misent notamment sur le nucléaire pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Mais la complexité et la lenteur de mise en œuvre des projets de nouveaux réacteurs ne sont-ils pas un obstacle pour atteindre rapidement leurs objectifs climatiques ?

Concernant le changement climatique, tous les experts s’accordent à dire qu’il y a urgence à intervenir. Le dernier rapport du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) publié en 2023 constate que le réchauffement au niveau mondial a déjà atteint 1,2 °C par rapport à l’ère préindustrielle. Nous devons prendre des mesures immédiates pour contenir ce réchauffement sous la barre des 2 °C à l’horizon 2100, afin de préserver nos conditions de vie sur Terre.

Six nouveaux réacteurs nucléaires en France : suffisant pour le climat ?

La France a choisi de miser sur le nucléaire pour décarboner sa production électrique et atteindre ainsi ses objectifs climatiques. D’ailleurs, le mix électrique français est déjà dominé par l’atome, mais face à l’électrification massive des usages qui va naturellement entraîner une hausse de la demande, la construction de six nouveaux réacteurs de type EPR2 est prévue. Par la suite, la possibilité de construire huit nouveaux réacteurs sera étudiée.

Mais avons-nous le temps de construire ces nouveaux EPR ? Ne sera-t-il pas trop tard pour le climat lorsqu’ils entreront en service ? Récemment, le PDG du constructeur de réacteurs à l’uranium non enrichi, AtkinsRéalis, a déclaré au Financial Times que « nous devenons tous trop optimistes » en ce qui concerne les chantiers de réacteurs nucléaires. Selon lui, il faudrait « ralentir un peu, passer plus de temps sur la phase de planification ».

Ralentir sur le calendrier des EPR, n’est-ce pas risqué pour le climat ?

Mais avons-nous le temps de ralentir ? En France, les six nouveaux réacteurs, prévus pour être installés sur des sites existants, n’entreront pas en service avant 2035 pour la première paire et 2042 pour la troisième paire, si tout se passe comme prévu. Or, on l’a déjà vu avec le chantier de Flamanville : quand on parle d’EPR, il peut toujours y avoir des surprises et des retards.

Or, compte tenu de l’urgence climatique, on peut se demander si l’atome constitue un bon outil. En réalité, les six prochains EPR ne seront qu’une des clefs permettant de répondre aux enjeux environnementaux. Et ce ne sera pas la seule. La France compte déjà un parc nucléaire de 56 réacteurs dont il est question de prolonger la durée de vie jusqu’à 80 ans pour certains. Parallèlement, les énergies renouvelables vont progresser pour permettre de produire une électricité décarbonée, dans un temps plus rapide que les nouveaux réacteurs. Ainsi, la construction de nouveaux réacteurs, au rythme actuel, ne permettrait pas de répondre à elle seule aux objectifs environnementaux de la France. C’est la raison pour laquelle elle est accompagnée d’autres solutions comme la prolongation du parc nucléaire existant et les énergies renouvelables telles que l’hydroélectricité, le stockage, le solaire photovoltaïque, l’éolien et la biomasse.

Allier le nucléaire aux énergies renouvelables pour atteindre les objectifs climatiques

Même si la construction de grands barrages hydroélectriques parait compliquée sur le territoire, il n’en va pas de même pour les autres énergies renouvelables. Ainsi, les panneaux solaires fleurissent un peu partout sur les toitures, que ce soit chez les particuliers, mais également sur les grands bâtiments. Une loi a même prévu une obligation pour doter les grands parkings d’ombrières photovoltaïques. Les projets d’éolien sur terre et en mer se multiplient aussi et le législateur a assoupli les règles pour accélérer l’aboutissement de ces projets.

Pour autant, l’affirmation précitée du PDG d’AtkinsRéalis invitant à prendre davantage de temps sur la phase de conception des projets de réacteurs n’est pas dénuée de bon sens. Prendre le temps d’approfondir l’étude des projets permettrait peut-être de mieux les chiffrer, que ce soit en termes de coût et de délai, voire de choix technologique, évitant ainsi les déconvenues ultérieures. Pour prendre un exemple récent à ce sujet, le montant des six prochains EPR a déjà explosé. Initialement évalué à 51,7 milliards d’euros, il est passé à 67,4 milliards d’euros. Une augmentation qui s’expliquerait par l’allongement des délais d’élaboration des plans génériques du réacteur.

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