À la suite de plusieurs réclamations d’intervenants et de syndicats de la filière solaire photovoltaïque, le gouvernement prévoit un arrêté modificatif afin d’éviter la baisse brutale des tarifs de rachat du kWh.

Une baisse des tarifs et primes était prévu pour le premier trimestre 2024, résultant de l’application de la formule de base à laquelle s’applique un coefficient dégressif d’urgence de 10,2%, déjà introduit pendant les deux derniers trimestres de 2023.

Blocage à cause d’objectifs à la hausse

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a annoncé le report de la publication des nouveaux tarifs et primes relatifs aux installations photovoltaïques implantées sur les bâtiments d’une puissance installée inférieur ou égal à 500 kWc. Le délai doit permettre à la CRE de prendre en compte l’arrêté modificatif du gouvernement qui prévoit de rehausser les objectifs de développement trimestriel, qui passeraient de 316 MWc (soit environ 1,26 GWc/an) à 450 MWc (soit environ 1,82 GWc/an), afin de maintenir la rentabilité des projets de centrale solaire en toiture.

La formule, qui fixe les prix avec l’application du coefficient de dégressivité d’urgence, mettait en péril la rentabilité des installations solaires en toiture en faisant baisser trop rapidement les tarifs d’achat. Pour rappel, les coefficients dégressifs avaient déjà été appliqués sur les 2 derniers trimestres 2023 pour stabiliser le marché et en conséquence des mesures exceptionnelles à la hausse prises en 2022 pour booster le marché. La baisse appliquée de nouveau aurait pu être d’approximativement 15 % au 1 février 2024, sur la tranche 0-9 kWc. Une grande partie des projets de cette tranche n’aurait pas été rentable, provoquant une chute des demandes de raccordement sur un segment représentant à lui seul près d’un tiers de la capacité installée en 2023.

Délibération de la CRE

La CRE ayant reçu le 5 février le projet de rehausser les objectifs trimestriels de développement, a validé, par délibération du 15 février 2024, la recommandation de ne pas appliquer la dégressivité tarifaire « d’urgence », en accueillant favorablement une nouvelle augmentation des objectifs cibles. Elle préconise de baisser la valeur de dégressivité de 10.2% à 5%.

Image : délibération de la CRE du 15 février 2024

En résumé :

• PROJET 0-9 kWc : Une baisse de – 4,4% avec un tarif moyen de 153,31 €/MWh au lieu de 137.67 €/MWh avec la dégressivité d’urgence.
• PROJET 9-100 kWc : Une baisse de -1,4% avec un tarif moyen de 127.40 €/MWh. À noter que seule cette tranche n’était pas concernée par la dégressivité d’urgence.
• PROJET 100-500 kWc : Une baisse de –3,1% avec un tarif moyen de 117.05 €/MWh. À noter que la dégressivité d’urgence s’applique pour la première fois à cette tranche.

Ces tarifs sont fixés en fonction d’une formule relativement complexe prenant en compte les évolutions à court terme des coûts de construction, d’opérations et de financement de la filière photovoltaïque.

L’arrêté tarifaire modificatif est dorénavant dans l’attente de signature du ministre délégué de l’industrie et de l’énergie, ce qui est d’ores et déjà un soulagement pour la filière, en permettant de sécuriser la rentabilité des petites centrales solaires en toiture.

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Obtenir un carburant renouvelable n’importe où dans le monde, à base de soleil et d’air ? C’est le défi relevé par la start-up belge Solhyd avec le développement d’un panneau à hydrogène solaire. Comment fonctionne ce panneau ?

Le panneau à hydrogène est l’association d’un panneau photovoltaïque produisant du courant et d’un système breveté qui génère de l’hydrogène à partir de l’humidité de l’atmosphère. L’air circule dans un réseau de membranes permettant de capter l’humidité. Sous l’effet d’une électrolyse, ce réseau permet de dissocier l’eau récupérée en oxygène et en hydrogène. L’intérêt majeur de cette innovation réside dans la conversion directe de l’énergie solaire, tout en évitant tout coût d’installation électrique ou de raccordement au réseau.

Chaque panneau assure une photo-électrolyse individuelle à faible température diminuant les contraintes sur les installations. Seule la canalisation de sortie gaz hydrogène est prévue pour être collectée, l’oxygène est rejeté. Chaque panneau peut produire 6 à 12 kilos d’hydrogène par an en fonction des conditions locales, selon le fabricant.

Principe de fonctionnement du panneau Solhyd / Image : Solhyd

Quels sont les objectifs ?

Solhyd n’est pas prêt dans l’immédiat pour une production de masse. Le projet est ambitieux et vise la fabrication de panneaux produisant jusqu’à 50 000 t/an d’hydrogène en 2030 et 150 millions de tonnes d’ici à 2050. Solhyd prévoit d’inaugurer une première usine de production automatisée à l’horizon 2026.

L’assemblage des panneaux permet de produire localement pour le bâtiment résidentiel, tertiaire ou industriel. Le concept permet d’envisager une autoconsommation sur site, ou une production pouvant être injectée sur le réseau de distribution de gaz. Le concept de montage et de distribution est très similaire à celui existant du photovoltaïque.

Pour quelle installation ?

Le panneau à hydrogène est de même taille qu’un panneau solaire photovoltaïque et il produit de l’hydrogène dès qu’il est à l’extérieur. Le concept de mise en œuvre est d’associer plusieurs panneaux pour atteindre un besoin individuel ou collectif. Le panneau produit de l’hydrogène à basse pression qui peut être utilisé selon plusieurs schémas :

• Il est consommé directement sur place, à l’aide d’une chaudière avec un brûleur gaz.
• Il est mis sous pression pour être distribué sur le réseau, comme cela existe pour le biométhane.
• il est stocké pour des stations de distribution de mobilité verte.

Le secteur du chauffage est prometteur avec des chaudières gaz à condensation qui sont déjà compatibles avec un mélange de 10 % d’hydrogène. Plusieurs fabricants adaptent leur modèle pour une quantité de 20 à 30 % à l’avenir. Un autre axe de développement est la chaudière à pile à combustible qui est un outil à développer avec de l’hydrogène produit localement. Elle est très peu répandue en France, car elle a le défaut d’utiliser du gaz naturel, malgré des rendements exceptionnels. Avec de l’hydrogène local ou en réseau à hauteur de 30 %, ce système, fortement utilisé au Japon, promet un développement important pour la filière chauffage à flamme et une décarbonation des rejets.

Le panneau permet de recueillir de l’hydrogène vert pour répondre à l’épuisement des ressources gazières. L’électricité ne pourra pas remplacer tous les systèmes de combustion. Si la combustion pure de l’hydrogène est délicate, mais pas impossible, elle peut être utilisée en combinaison avec du gaz naturel et/ou du biométhane.

Quels sont les obstacles à son développement ?

• Si le concept Solhyd n’est pas de concurrencer la production électrique photovoltaïque, la surface déjà exploitée par les panneaux PV et celle en projet est un handicap à surmonter pour se faire une place au soleil.
• Une adaptation des sécurités existantes sur les réseaux gaz est nécessaire.
• Le prix du produit, annoncé au prix d’un panneau PV, semble improbable, et il reste à être confirmé en phase industrielle.
• La compétence gaz en raccordement est un facteur de coût supplémentaire pour être adapté à l’installation.

Il est important de ne pas considérer que seule l’électricité est la solution. L’hydrogène vert, combustible propre, est un carburant pour la transition énergétique. Le concept de Solhyd est une alternative à des productions centralisées de grande taille.

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Utiliser l’énergie solaire pour la production d’eau chaude sanitaire est une solution écologique et économique pour réduire son impact environnemental, en utilisant une source d’énergie inépuisable. Une multitude de conceptions est possible et on oppose de plus en plus fréquemment les solutions thermiques et photovoltaïques. Quel système choisir ?

Le solaire thermique

Des capteurs, munis d’un absorbeur thermique, convertissent le rayonnement solaire en chaleur. Un fluide caloporteur permet le transfert à un échangeur thermique interne ou externe à un ballon, assurant ainsi la production d’eau chaude.

La production d’eau chaude sanitaire par l’énergie solaire thermique est particulièrement avantageuse, car les besoins d’eau chaude restent généralement constants tout au long de l’année. Du printemps à l’automne, l’eau chaude est quasiment produite exclusivement par le biais de l’installation solaire. Le reste de l’année, le soleil couvre une légère partie des besoins, qui sont complétés par un appoint électrique ou fossile. Le dimensionnement en fonction de la latitude et du nombre d’usagers doit être correctement étudié. Les installations de capteurs solaires modernes ont atteint la maturité technologique et peuvent être produits en grand nombre, avec un impact environnemental faible.

Le solaire thermique est performant sur l’ensemble du territoire, car si l’ensoleillement est moindre dans le nord, la consommation y est plus importante, ce qui rend le solaire thermique aussi rentable. Il faut garder à l’esprit qu’il y a plus de capteurs thermiques en région Alsace qu’en région PACA. Partout où les besoins sont conséquents, le solaire thermique est un outil simple qui permet la préservation des ressources naturelles et la production de chaleur sans émission de CO₂.

Le solaire photovoltaïque

Les capteurs, muni de cellules photoélectriques, convertissent le rayonnement solaire en électricité. Le courant produit en continu est transformé en courant alternatif utilisable dans l’installation.
Le solaire photovoltaïque a ainsi pour objectif de produire de l’électricité, qui peut être consommée ou revendue sur le réseau. C’est souvent dans un objectif d’optimisation en autoconsommation que l’on voit des concepts permettant de chauffer son eau chaude sanitaire avec le photovoltaïque. L’efficacité de cette solution est relativement faible en termes de rendement énergétique, en comparaison à un chauffe-eau solaire thermique. Si l’on souhaite autoconsommer au maximum sa production, utiliser son surplus pour chauffer son ballon d’eau chaude peut être utile.

En autoconsommation, la meilleure stratégie est de faire coïncider consommation et production. C’est parfois difficile et il est important de s’équiper d’une application ou d’un gestionnaire (également appelé Routeur) pour gérer la possibilité d’alimenter son chauffe-eau en fonction de la production solaire effective.

Un chauffe-eau ou un chauffe-eau spécifique (comme PV-O De Dietrich) est donc une solution complémentaire à une installation photovoltaïque. On peut également alimenter un chauffe-eau thermodynamique ou Split, qui va offrir une amélioration du rendement par la performance de la pompe à chaleur intégrée, et dont les besoins de puissance sont plus faibles qu’un chauffe eau traditionnel.

Produire de l’eau chaude avec du photovoltaïque n’est pas en soi une aberration. Cependant, elle est plus complexe et plus consommatrice de ressources, avec un impact gaz à effet de serre conséquent.

Que choisir ?

→ Votre souhait est de produire de l’eau chaude sanitaire de manière économique et environnementale, en tenant compte de l’ensemble des éléments : investissement, consommation, durée de vie, recyclage.

Sans contestation, le chauffe-eau solaire thermique est fait pour vous, car il coche toutes les cases ci-dessus. Il est vraiment la solution simple et efficace pour produire une eau chaude sanitaire avec un coefficient environnemental et économique le plus efficient. Le coût d’une installation est conséquent, mais il peut être réduit par des subventions et aides de l’État, fortement augmentées en 2023, qui permettent d’investir de nouveau dans cette technologie. L’économie est de l’ordre de 70 % sur le poste consommation eau chaude.

→ Votre souhait est de réduire votre consommation électrique et l’impact sur votre facture.

La possibilité d’alimenter un chauffe-eau pour stocker le surplus est possible. Votre installation photovoltaïque doit être supérieure à 3 kWc. Toutefois, la fabrication, le recyclage et le coût supplémentaire d’investissement que représente une telle solution sont bien supérieurs à un système thermique simple, fiable et fabriqué sous nos latitudes. Il est également nécessaire d’adapter le mode de fonctionnement de votre installation et de la tarification souscrite.

Et une solution mixte ?

Les capteurs « hybrides » offrent l’avantage indéniable d’assurer les deux fonctions. L’usage de ce type de solution doit être bien réfléchi au moment de la conception, et bien dimensionné entre production électrique et besoin d’eau chaude sanitaire.

Le panneau mixte optimise la production photovoltaïque. Il produit aussi de la chaleur qui peut être valorisée en production d’eau chaude, sans toutefois atteindre les rendements d’un système solaire thermique. Si vous manquez d’espace, c’est une bonne solution qui peut offrir un bon compromis. Néanmoins, lorsque les surfaces disponibles le permettent, des systèmes séparés sont plus efficients. Le coût des systèmes hybrides est très conséquent et une aide de l’État, sur la partie thermique seule, peut être accordée, mais elle est relativement faible.

Produire son eau chaude sanitaire par du solaire thermique est la vraie solution économique et environnementale. C’est la raison pour laquelle les pouvoirs publics ont revalorisé les aides disponibles, en souhaitant un développement fort pour cette technologie décarbonée. On rétorque souvent que le solaire thermique n’est pas performant sous nos latitudes. C’est une erreur, les pays du Nord sont plus équipés que nous, l’Allemagne a installé 709 000 m² de capteurs en 2022, contre 30 500 m² en France métropolitaine, ce qui donne une idée du chemin à parcourir.

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Christophe Béchu, ministre de la Transition écologique, a annoncé dans le Parisien du 12 février 2024 une nouvelle réforme du DPE (diagnostic de performance énergétique) pour exclure les logements de moins de 40 m² de la catégorie des passoires énergétiques.

Selon les professionnels du secteur, les critères de calcul actuels du DPE pénalisent excessivement les petites surfaces en considérant deux causes :

• Le poste eau chaude en fonction de la capacité du ballon et du nombre de personnes. Un ballon électrique de 100 litres est plus impactant pour une surface de 40 m², qu’un ballon de 100 litres pour 80 m².
• Les surfaces de déperdition des murs et des cloisons, locaux non chauffés, sont proportionnellement plus importantes pour une petite surface.

La réforme permet de corriger ce biais, en introduisant un coefficient de pondération pour les petites surfaces. Cette nouvelle méthode permet de sortir une bonne proportion de logement des classes F et G, et permet leur maintien dans le parc locatif en repoussant l’obligation de travaux à l’horizon 2034 si on obtient la lettre E.

Comment corriger son DPE ?

Dès le 15 février, un simulateur sur le site de l’ADEME permet de vérifier si la réforme modifie la lettre attribuée. Il suffit d’indiquer le numéro d’identification du DPE (13 chiffres), le résultat est disponible immédiatement et gratuitement. La réforme étant applicable à compter du 1 juillet 2024, il ne sera pas possible de télécharger une attestation de modification avant cette date.

Actuellement, seule une simulation est disponible.

L’importance du DPE

Depuis la loi Climat de 2021, le DPE engendre des effets importants sur le marché de l’immobilier, car on passe de l’incitation à l’obligation.

1. Le DPE influence le prix de vente d’un bien, parce que le propriétaire et l’acheteur sont sous contrainte de l’étiquette attribuée, avec la réalisation ou l’échéancier des travaux à réaliser, pour obtenir un logement économe en énergie. ⚠ Un DPE avec une étiquette F ou G n’interdit pas la vente d’un bien. L’obligation du vendeur consiste à informer l’acquéreur de l’état du logement.
2. Le DPE conditionne la location d’un logement, à savoir la possibilité de le louer, mais il agit également sur le gel et le montant de la location. ⚠ Depuis le 1ᵉʳ janvier 2023, la performance énergétique est un critère de décence en location. La loi impose un seuil de consommation énergétique à ne pas dépasser, qui est opposable par le locataire, par une demande de travaux d’amélioration et une réduction du loyer. On parle d’interdiction de location si la consommation dépasse 450 kWh/m2/an. La classe G sera interdite en 2025 et la classe F en 2028.

Le DPE souvent déclaré inutile ?

Le DPE est un outil pour inciter aux travaux d’amélioration énergétique des logements. Il fait l’objet de critiques incessantes de l’ensemble des parties et de leurs agacements en fonction des modifications fréquentes depuis sa création en 2006.

Toutefois, cette défiance ne doit pas faire oublier l’essentiel de la nécessité inexorable d’améliorer l’isolation et la performance énergétique des bâtiments, pour répondre au dérèglement climatique et à la transition énergétique. Les propriétaires doivent comprendre l’intérêt à bien préparer leur diagnostic, en fournissant un maximum d’informations au diagnostiqueur.

Le DPE est un outil à la décision et à la prise conscience, il n’est pas un document 100 % fiable en termes de résultat du diagnostic et de la consommation du logement. Seul un audit énergétique permet de donner une réponse dans ce sens.

⚠ Depuis le 1ᵉʳ avril 2023, un audit énergétique doit être réalisé en cas de vente d’un bien à usage d’habitation, d’un logement individuel et d’un immeuble collectif d’habitation en mono-propriété appartenant aux classes énergétiques F ou G. Ce document vient compléter le DPE et ne le remplace pas. C’est également le cas pour l’obtention de primes rénovation globale de France Rénov.

Le DPE est un document de valeur comparative qui, dans le cadre de la location, est parfois imparfait pour les petites surfaces et souvent perfectionnable pour les autres en s’orientant vers un audit.

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Ce composant est un générateur de vapeur aux dimensions spectaculaires, d’une hauteur de 21 mètres, d’un diamètre de 4,5 mètres et d’un poids de 330 tonnes. Trois unités ont été livrées et seront installées en 2024 dans le bâtiment du réacteur de l’unité 3, en remplacement de ceux en place.

L’unité 3 de la centrale fait l’objet d’une 4ᵉ inspection décennale, nécessitant l’arrêt du réacteur et le contrôle de l’ensemble de l’installation. C’est une étape importante dans la poursuite de l’exploitation de l’unité de production pour 10 ans supplémentaires de fonctionnement.

Le remplacement des générateurs de vapeur est essentiel en termes de sécurité et de performance. Leur durée de vie étant atteinte, leur efficacité sera augmentée de l’ordre de 15 %, grâce à une surface d’échange thermique plus importante que sur les anciens modèles.

Comment ça marche ?

Un générateur de vapeur est un échangeur thermique avec un circuit dit « primaire ». Il est constitué de milliers de mètres cumulés de tubes, noyés dans une énorme cuve servant de circuit dit « secondaire ». Il est positionné entre la cuve du réacteur et la turbine servant à la production d’électricité.

1. Dans le circuit primaire, on fait circuler l’eau dans l’ensemble des tubes internes du générateur, provenant de la cuve du réacteur à haute température, conservée à l’état liquide sous haute pression.
2. Dans la cuve servant de circuit secondaire, on alimente en eau le réservoir, qui, au contact des tubes du primaire, se transforme en vapeur. Cette vapeur est ensuite acheminée à la turbine, entraînant la rotation de l’alternateur servant à produire l’électricité.

Schéma de principe d’un réacteur à eau pressurisée / Image : Steffen Kuntoff, retouchée par RE.

Les deux circuits sont fermés et indépendants :

• Le circuit primaire a une eau radioactive. Seul le contact avec la grande surface des tubes sert au transfert de la chaleur au circuit secondaire. L’eau refroidie revient à la cuve du réacteur pour être remontée en température en boucle fermée.
• Le circuit secondaire contient de l’eau liquide à l’entrée du générateur, et à l’état vapeur à la sortie pour entraîner la turbine. La vapeur résiduelle est ensuite transmise à un condenseur, qui permet de transformer la vapeur en eau, pour être réinjectée dans la cuve du générateur en boucle fermée. Le condenseur est raccordé à la tour de refroidissement et à l’apport d’eau extérieur (rivière, lac, mer). Le condenseur est également un échangeur thermique dans le sens inverse du générateur de vapeur.

C’est de l’eau ordinaire qui est utilisée comme fluide caloporteur en circuit primaire et transformée en vapeur en circuit secondaire. Les quantités d’énergie à évacuer sont importantes, ce qui explique la nécessité de construire les centrales nucléaires à proximité d’une grande quantité d’eau, ou de construire des tours de refroidissement.

Dans la cuve et en circuit primaire d’un REP (réacteur à eau sous pression), les températures de l’eau sont de l’ordre de 300°C, maintenues sous haute pression de 160 bars, permettant qu’elle reste en phase liquide, avant d’être transférée au générateur de vapeur.

Un chantier important bien maitrisé

Les réacteurs de Cruas-Meysse sont des REP (réacteur à eau sous pression) comme 80% des réacteurs dans le monde. Le parc français comprend 56 réacteurs en fonctionnement, tous des REP, où l’eau joue le rôle de fluide caloporteur, c’est-à-dire qu’elle permet de transmettre la chaleur aux générateurs de vapeur, et aux condenseurs.

Les générateurs de vapeur de l’unité 4 et 1 ont été respectivement remplacés en 2014 et 2017. Ceux de l’unité 2 seront à remplacer en 2027. Les anciens générateurs sont démontés et stockés dans un bâtiment spécialement construit sur le site en vue de leur démantèlement. L’inspection décennale va durer environ sept mois. Le remplacement des générateurs de vapeur durera 3 mois, impliquant 1000 travailleurs sur le site.

Les générateurs de vapeur sont construits par Framatome, dans leur usine de Chalon-sur-Saône. Pour chaque unité, le transport fluvial est effectué par barge spéciale sur 283 km, pour un voyage de deux jours entre Saône-et-Rhône, et 3 km par la route pour livraison à la centrale.

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