Le problème, avec les panneaux solaires, c’est qu’il faut trouver un endroit où les poser. Et depuis quelques années maintenant, les ingénieurs ont eu une nouvelle idée : les installer sur des plans d’eau. Des chercheurs révèlent aujourd’hui que l’opération pourrait être 100 % gagnante pour certains pays.

Sur le lac de carrière de Villieu, à Saint-Savin, dans le nord de l’Isère, le projet de centrale solaire flottante 11 mégawatts (MW) mené par Ciel & Terre prend forme. La pose de quelque 20 000 panneaux photovoltaïques en un seul îlot au milieu du lac a commencé en janvier. Et la production devrait démarrer dès cet été. En Haute-Marne, G Energy a lancé l’installation de la plus grande centrale solaire flottante sur bassin d’Europe. Pas moins de 74 MW annoncés pour une mise en service prévue début 2025.

Des scénarios réalistes pour le solaire flottant

Restés rares jusqu’ici dans notre pays, les projets de photovoltaïque flottant semblent désormais vouloir se multiplier en France. Et une équipe internationale de chercheurs confirme aujourd’hui le potentiel de la technologie. Leurs résultats publiés dans la revue Nature Water suggèrent même que certains pays pourraient répondre à tous leurs besoins en électricité rien qu’avec des panneaux solaires photovoltaïques flottants.

Les chercheurs ont simulé la production électrique de systèmes photovoltaïques flottants sur près de 68 000 lacs et réservoirs à travers le monde en utilisant les données climatiques disponibles pour chaque emplacement. Des étendues d’eau qui ne se trouvent pas à plus de 10 km d’un centre de population et pas dans une zone protégée. Des lacs et des réservoirs qui ne sont ni asséchés ni gelés plus de six mois par an. Et dont seulement 10 % de la superficie serait recouverte de solaire flottant, jusqu’à un maximum de 30 km².

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Le solaire flottant : un fort potentiel, mais des précautions à prendre

Dans ces conditions, les installations photovoltaïques flottantes pourraient produire, dans le monde, quelque 1 302 térawattheures (TWh) par an. Un chiffre à comparer avec la consommation d’électricité en France métropolitaine qui était d’environ 445 TWh en 2023.

Rappelons l’un des avantages soupçonnés des panneaux solaires flottants sur le photovoltaïque à terre : pouvoir maintenir des cellules plus au frais et les rendre ainsi plus efficaces. Mais les chercheurs mettent aussi en avant d’autres avantages. Pour l’environnement, cette fois. Comme la réduction de l’évaporation — avec une surface protégée du soleil et du vent — ou la réduction de la prolifération des algues — qui accèdent moins à la lumière et aux nutriments.

Reste toutefois à s’assurer des impacts sur l’environnement et sur les écosystèmes. En particulier concernant des installations qui seraient posées sur des lacs naturels. En attendant que des études viennent le confirmer, la part de 10 % de la superficie couverte est estimée « probablement sûre ». Et pour un déploiement durable du photovoltaïque flottant, les chercheurs suggèrent de viser en priorité les plans d’eau artificiels. Une façon à la fois de limiter l’impact sur la nature et de profiter d’infrastructures existantes. Sachant que les installations sur des réservoirs hydroélectriques pourraient, en plus, permettre d’optimiser l’efficacité des panneaux et la fiabilité du système.

Des pays à faibles revenus pourraient profiter du solaire flottant

Les chercheurs précisent que cinq pays pourraient répondre à l’intégralité de leurs besoins en électricité à partir du solaire flottant. Surtout des pays à fort niveau d’ensoleillement et à faibles revenus. Parmi eux, la Papouasie-Nouvelle-Guinée — grâce à son positionnement près de l’équateur et à ses vastes étendues d’eau —, l’Éthiopie et le Rwanda. D’autres, comme la Bolivie et les Tonga, s’en rapprocheraient de très près, répondant respectivement à 87 % et 92 % de leur demande en électricité. Et de nombreux pays, principalement d’Afrique, des Caraïbes, d’Amérique du Sud et d’Asie centrale, pourraient satisfaire entre 40 % et 70 % de leur demande annuelle d’électricité grâce au photovoltaïque flottant.

En Europe, la technologie est moins prometteuse. En France, nous ne devons pas nous attendre à produire plus de 5 % de nos besoins grâce au solaire flottant. Mais pour la Finlande ou même le Danemark, l’idée pourrait rester intéressante avec un potentiel de production respectif de 17 % et de 7 % de la demande en électricité.

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L’Union européenne a officiellement annoncé son retrait du Traité sur la Charte de l’Énergie (TCE), marquant un tournant historique dans sa politique énergétique. Ce traité, souvent critiqué pour son soutien aux énergies fossiles, a longtemps entravé les efforts de transition vers des sources d’énergie plus durables.

Un traité controversé

Le Traité sur la Charte de l’énergie, signé en 1994 et entré en vigueur en 1998, avait pour objectif de faciliter la coopération internationale dans le secteur de l’énergie. Il offrait un cadre pour protéger les investissements, favoriser le commerce et résoudre les litiges. Cependant, ce traité est devenu un obstacle majeur pour les politiques de transition énergétique. En protégeant les investissements dans les énergies fossiles, il a permis aux entreprises de réclamer des compensations financières lorsque des politiques climatiques menaçaient leurs projets. Cette situation a conduit à de nombreuses actions en justice contre les États membres de l’UE, freinant ainsi leurs efforts pour réduire les émissions de gaz à effet de serre et promouvoir les énergies renouvelables.

Le retrait de l’UE du TCE a été motivé par la nécessité de supprimer cet obstacle juridique à la transition énergétique. Selon la Commission européenne, le traité était devenu incompatible avec les objectifs climatiques de l’Union. En juillet 2023, une proposition de retrait coordonnée a été avancée par la Commission, soutenue par plusieurs États membres et approuvée par le Parlement européen en avril 2024. La décision finale, prise le 30 mai 2024 et publiée le 5 juin, autorise le président du Conseil à notifier ce retrait. Ce dernier prendra effet en juin 2025, marquant ainsi la fin de la protection des investissements fossiles dans l’UE. Toutefois, une “clause de survie” continuera de protéger les investissements existants pendant vingt ans après la date de retrait, garantissant une période de transition pour les entreprises concernées.

L’UE montre son engagement contre le changement climatique

Le retrait du TCE par l’UE représente une opportunité pour réorienter les investissements vers des sources d’énergie renouvelables. Cette décision s’inscrit dans une stratégie plus large visant à atteindre la neutralité carbone d’ici à 2050. Elle envoie également un signal fort aux autres parties contractantes du traité, les incitant à envisager des réformes similaires. En abandonnant ce traité, l’UE démontre son engagement à lutter contre le changement climatique et à promouvoir des politiques énergétiques durables. Des discussions sont déjà en cours pour moderniser le TCE afin qu’il soit en ligne avec les objectifs climatiques actuels, bien que certains États membres aient exprimé leur intention de rester parties contractantes, sous réserve de ces modifications.

Le retrait de l’UE du TCE est perçu comme une victoire pour les militants écologistes et les défenseurs de l’environnement. Ils ont longtemps critiqué le traité pour son rôle dans le maintien du statu quo énergétique. Cette décision pourrait également influencer les marchés de l’énergie en Europe, en augmentant les investissements dans les technologies vertes et en accélérant la transition vers des systèmes énergétiques plus durables.

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Tesla a annoncé une suspension temporaire de la production à sa Gigafactory de Berlin. Une décision qui intervient alors que les ventes du leader mondial de la voiture électrique sont en baisse depuis le début de l’année 2024.

Tesla en difficulté : baisse des prix et production suspendue

Entre janvier et avril 2024, les ventes de la Model Y ont diminué de 17 %, atteignant seulement 9 329 unités en avril. Pour éviter une surproduction, Tesla a décidé de réduire temporairement sa production pour « améliorer les processus de production ». La firme américaine va arrêter les chaînes de montage pendant cinq jours en juin 2024. 

Pour relancer les ventes, Tesla a réduit les prix de ses véhicules. En France, le prix de la Model 3 a baissé de 3 000 euros, s’établissant à 39 990 euros. En Allemagne, le prix a diminué de 2 000 euros. Elon Musk a expliqué que Tesla doit fréquemment ajuster ses prix pour s’adapter à la demande fluctuante. Cette stratégie vise à rendre les voitures de Tesla plus compétitives face aux modèles moins chers des concurrents.

 

Une concurrence accrue

La concurrence s’intensifie sur le marché de la voiture électrique. BYD, constructeur chinois, a réussi à surpasser Tesla au quatrième trimestre 2023 et prévoit de devenir le leader européen des véhicules électriques d’ici à 2030. Avec l’ouverture prévue de sa première usine en Hongrie en 2025, BYD renforce sa présence en Europe et augmente la pression sur Tesla.

BYD souhaite aller encore plus loin dans la guerre des prix. Le constructeur chinois investit massivement en Europe et devrait prochainement disposer de deux usines sur le sol du Vieux Continent, l’objectif étant de rendre à nouveau éligibles ses véhicules aux aides financières européennes. En plus de l’usine hongroise, BYD envisage également de produire des modèles hybrides rechargeables pour pallier le manque d’infrastructures de recharge en Europe.

 

 

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Dans le contexte actuel de préoccupations environnementales croissantes, les entreprises ont un rôle clé à jouer pour minimiser leur impact écologique. Adopter des pratiques durables non seulement protège la planète, mais peut également améliorer l’image de marque, réduire les coûts et attirer une clientèle de plus en plus consciente des enjeux écologiques. Voici un guide complet pour aider votre entreprise à devenir plus verte.

Mettre en place une politique environnementale

La première étape pour rendre votre entreprise plus écologique est de développer une politique environnementale claire et détaillée. Cette politique devrait définir les objectifs écologiques de votre entreprise et les mesures spécifiques que vous prendrez pour les atteindre. Communiquez cette politique à tous les employés et assurez-vous qu’ils comprennent leur rôle dans la mise en œuvre des pratiques durables.

En établissant une politique environnementale, vous montrez votre engagement envers la durabilité et fixez une feuille de route pour des actions concrètes. Une politique bien définie peut également servir de base pour évaluer les progrès et ajuster les stratégies en fonction des résultats obtenus.

Optimiser la consommation d’énergie

Réduire la consommation d’énergie est l’un des moyens les plus efficaces de diminuer l’empreinte carbone de votre entreprise. Commencez par effectuer un audit énergétique pour identifier les zones où vous pouvez économiser de l’énergie. Remplacez les ampoules classiques par des LED à faible consommation, installez des thermostats programmables et isolez correctement vos locaux pour réduire les besoins en chauffage et climatisation.

Encouragez les employés à éteindre les équipements électriques lorsqu’ils ne sont pas utilisés et à utiliser des appareils économes en énergie. En outre, envisagez de passer à des sources d’énergie renouvelables, comme l’énergie solaire ou éolienne, pour alimenter vos bureaux ou installations.

Réduire les déchets

La gestion des déchets est un aspect crucial de la durabilité. Mettez en place des programmes de recyclage pour le papier, le plastique, le verre et les métaux. Fournissez des bacs de recyclage clairement étiquetés dans tous les bureaux et salles de pause pour encourager les employés à trier correctement les déchets.

Réduisez l’utilisation de matériaux jetables en optant pour des alternatives réutilisables. Par exemple, utilisez des tasses et des bouteilles réutilisables au lieu de gobelets en plastique et de bouteilles d’eau. Éliminez ou réduisez l’utilisation de produits à usage unique, comme les ustensiles en plastique, et remplacez-les par des options plus durables.

Adopter des pratiques d’achat responsables

Les choix d’achat de votre entreprise peuvent avoir un impact significatif sur l’environnement. Privilégiez les fournisseurs qui adoptent des pratiques durables et des produits écologiques. Achetez des matériaux recyclés et recyclables, et optez pour des produits certifiés écologiques lorsque cela est possible.

Évaluez régulièrement vos chaînes d’approvisionnement pour identifier les opportunités d’amélioration. Par exemple, vous pouvez réduire les emballages superflus, choisir des produits locaux pour minimiser l’empreinte carbone liée au transport, et travailler avec des partenaires qui partagent vos valeurs en matière de durabilité.

Encourager la mobilité durable

Les déplacements professionnels représentent une part importante de l’empreinte carbone des entreprises. Encouragez vos employés à adopter des modes de transport plus écologiques, comme le covoiturage, le vélo ou les transports en commun. Installez des infrastructures pour les vélos, comme des racks à vélos sécurisés et des vestiaires avec douches, pour faciliter leur utilisation.

Pour les voyages d’affaires, privilégiez les réunions virtuelles lorsque cela est possible pour réduire les déplacements en avion ou en voiture. Si des déplacements sont nécessaires, choisissez des options de transport moins polluantes et compensez les émissions de carbone en investissant dans des projets de reforestation ou d’énergies renouvelables.

Avez-vous vraiment besoin d’imprimer ces documents ?

La dématérialisation est une étape essentielle pour réduire l’impact environnemental de votre entreprise. Posez-vous la question : avez-vous vraiment besoin d’imprimer ces documents ? Encouragez l’utilisation de formats numériques pour les communications internes et externes, les rapports et les présentations.

Utilisez des outils de gestion électronique des documents (GED) pour stocker, partager et collaborer sur des fichiers sans papier. Lorsque l’impression est inévitable, optez pour du papier recyclé et imprimez en recto verso pour réduire la consommation de papier. En outre, configurez vos imprimantes pour qu’elles utilisent par défaut des réglages économes en encre. Vous pouvez économiser sur l’impression en modifiant des feuilles de calcul et des documents PDF en ligne. Adobe PDF facilite le partage et la modification de documents importants afin de réduire votre gaspillage de papier.

Sensibiliser et former les employés

L’engagement de vos employés est crucial pour la réussite de vos initiatives écologiques. Organisez des sessions de formation et de sensibilisation pour informer vos employés des pratiques durables et de leur importance. Expliquez comment chacun peut contribuer à réduire l’empreinte écologique de l’entreprise.

Créez une culture d’entreprise axée sur la durabilité en intégrant des objectifs environnementaux dans les évaluations de performance et en récompensant les comportements éco-responsables. Encouragez les employés à proposer des idées pour améliorer les pratiques écologiques et à participer à des initiatives vertes.

Utiliser des technologies vertes

L’adoption de technologies vertes peut considérablement améliorer l’efficacité énergétique et réduire les déchets. Investissez dans des équipements de bureau écoénergétiques, comme des ordinateurs, des imprimantes et des appareils de cuisine certifiés Energy Star. Utilisez des logiciels et des services basés sur le cloud pour réduire la nécessité de matériel physique et d’infrastructures.

Les technologies vertes peuvent également inclure des solutions pour surveiller et gérer la consommation d’énergie en temps réel. En utilisant des systèmes de gestion de l’énergie, vous pouvez identifier les inefficacités et apporter des ajustements pour optimiser la consommation.

Participer à des initiatives communautaires

S’impliquer dans des initiatives communautaires axées sur la durabilité peut renforcer votre engagement écologique et améliorer votre image de marque. Participez à des programmes de nettoyage local, de plantation d’arbres ou de sensibilisation à l’environnement. Encouragez vos employés à s’engager dans des actions bénévoles et soutenez des projets locaux qui visent à protéger l’environnement.

En vous associant à des organisations environnementales et en soutenant des causes écologiques, vous montrez que votre entreprise prend ses responsabilités envers la communauté et l’environnement au sérieux.

Évaluer et améliorer en continu

La durabilité est un processus continu qui nécessite une évaluation régulière et des ajustements. Mettez en place des indicateurs de performance environnementale (IPE) pour suivre vos progrès et identifier les domaines à améliorer. Réalisez des audits environnementaux périodiques pour évaluer l’efficacité de vos initiatives et apporter des ajustements nécessaires.

Encouragez un processus de retour d’information constant de la part de vos employés et de vos clients pour identifier de nouvelles idées et opportunités pour rendre votre entreprise plus verte. En restant flexible et en adoptant une approche d’amélioration continue, vous pouvez faire des progrès significatifs vers vos objectifs de durabilité.

 

 

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En pleine transition écologique, les investisseurs sont nombreux dans les différentes manières de produire de l’énergie, surtout de l’électricité. Aujourd’hui, ils privilégient le solaire.

Des investissements records dans le solaire

Les investissements dans le solaire photovoltaïque atteignent des sommets. En 2024, ils vont dépasser 500 milliards de dollars, selon l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE). Ainsi, cela signifie que le solaire attirera plus de capitaux que toutes les autres sources d’électricité réunies. Y compris les énergies fossiles, l’éolien, le nucléaire et l’hydroélectricité. Cette tendance s’explique par plusieurs facteurs. D’une part, l’amélioration des chaînes d’approvisionnement. De l’autre, la baisse significative des coûts des technologies solaires.

L’AIE souligne que malgré une hausse des taux d’intérêt, les investissements mondiaux dans les énergies propres doubleront presque par rapport aux combustibles fossiles. De fait, un engouement croissant pour les énergies renouvelables se crée. Tout comme la volonté de réduire les émissions de gaz à effet de serre.

Réduction des coûts et avantages économiques dans la production d’énergie

Le coût des panneaux solaires photovoltaïques chute de 30 % au cours des deux dernières années. Cette technologie est plus accessible et rentable. En conséquence, en 2024, les dépenses mondiales en énergies propres vont atteindre 2 000 milliards de dollars, soit le double des investissements dans les énergies fossiles. Ces chiffres impressionnants montrent une transition vers des sources d’énergie plus durables.

En 2023, pour la première fois, les investissements dans les énergies renouvelables surpassent ceux dans les combustibles fossiles. Cette dynamique indique une prise de conscience globale et une volonté de passer à une économie énergétique plus verte. Malgré ces progrès, l’AIE met en garde contre les déséquilibres dans la répartition des investissements. En dehors de la Chine, les économies émergentes et en développement ne recevront que 300 milliards de dollars en 2024. Bien loin des montants nécessaires pour répondre à leur demande croissante d’énergie.

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En France, nous avons assisté en 2023 à un bond de 20 % de la puissance photovoltaïque installée. Or, plus de photovoltaïque, c’est aussi plus de production locale, et moins de revenus pour le réseau de transport et de distribution de l’électricité. Au point que certains envisagent un véritable effondrement du financement de cette infrastructure. Mais est-ce vraiment le cas ? C’est ce que nous allons vérifier dans cet article.

Depuis 2002, le secteur électrique est divisé entre sociétés de production et de commercialisation d’une part (EDF, par exemple), et sociétés de transport et de distribution de l’autre (RTE et Enedis). À la suite de cette séparation, le réseau est financé par un dispositif spécifique appelé TURPE, acronyme pour « Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité ». Selon les typologies de consommateurs, il existe plusieurs TURPE, c’est pourquoi l’on parle le plus souvent « des » TURPE, au pluriel.  Les TURPE ont pour finalité de rémunérer les entreprises ayant la charge du service public de transport et de distribution de l’électricité, à savoir :

• Réseau de transport d’électricité (RTE), gestionnaire du réseau haute tension supérieur à 63 kilovolts (kV).
• Enedis (anciennement ERDF), principal gestionnaire du réseau moyenne et basse tension,
• les Entreprises locales de distribution (ELD) dans certaines communes.

Les prix sont fixés par une autorité indépendante, à savoir la Commission de régulation de l’énergie (CRE), qui les révise régulièrement, aujourd’hui avec une périodicité de quatre ans.

Comment le TURPE est-il payé par le consommateur ?

Les TURPE sont calculés pour couvrir les coûts de construction, de développement et de maintenance du réseau. Ils couvrent également en partie les coûts de raccordement, ainsi que les coûts de recherche et développement. Les TURPE 6 sont les tarifs en vigueur depuis le 1ᵉʳ août 2021, et ils resteront en application jusqu’en 2025. Tous les consommateurs d’électricité payent le TURPE. Pour les petits consommateurs, le TURPE est collecté par le fournisseur d’électricité auprès de ses clients, directement sur leur facture. Son montant est ensuite intégralement reversé par le fournisseur aux gestionnaires des réseaux. Le montant peut figurer sur votre facture, c’est le cas, par exemple, pour EDF.

Dans l’exemple de facture ci-dessus, la contribution au réseau figure sous plusieurs formes. Une part fixe figure dans la section « abonnement » de la facture, et une part variable figure dans la section « consommation ». Ces contributions représentent environ un tiers ou la moitié de la facture hors-taxe. La dernière composante de la facture est appelée « Contribution Tarifaire d’Acheminement Électricité » (CTA), c’est une taxe destinée, elle aussi, à financer le réseau de transport et de distribution, ainsi que les retraites des agents du régime des industries électriques et gazières. Elle s’élève autour de 20 % du prix d’acheminement.

Les tarifs sont variables selon la situation du consommateur

Nous allons nous pencher sur plusieurs situations de consommateurs / autoproducteurs individuels (non collectifs), et ce pour des compteurs réglés à une faible puissance (< 36 kVA). Il y a trois cas à envisager :

• Un consommateur simple sans installation de production photovoltaïque
• Un autoproducteur sans contrat de revente
• Un autoproducteur bénéficiant d’un contrat de revente

Enedis édite un descriptif du TURPE HTA-BT, sur lequel nous allons nous baser. Pour les particuliers et les professionnels qui ont un abonnement inférieur à 36 kVA, trois composantes permettent de calculer le montant du TURPE : la composante de gestion, la composante de comptage et la composante de soutirage. Pour la première, la composante de gestion, son prix est différent selon la situation du consommateur :

• Pour un consommateur ou pour un autoproducteur sans contrat de revente, le coût est le même, à savoir 15,48 €/an,
• Pour un autoproducteur bénéficiant d’un contrat de revente, cette composante s’applique en principe dans les deux sens : pour l’injection et pour le soutirage. Toutefois, une règle est mise en œuvre pour conduire à un montant inférieur à la somme des deux contributions, à hauteur de 24,36 €/an.

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Concernant la composante annuelle de comptage, elle est destinée à couvrir les frais liés au compteur, à savoir sa location, son entretien et sa relève. Elle est identique pour les trois situations, à hauteur de 19,92 €/an.

Concernant la dernière composante, la composante de soutirage, son calcul est plus complexe, car il dépend d’options de tarification et de classes de prix qui sont fonction de la saisonnalité. Ce qu’on peut toutefois retenir, c’est que la tarification est :

• D’une part proportionnelle à la puissance souscrite, avec une valeur pouvant varier selon l’option, mais de l’ordre de 10 €/kVA. Ainsi, avec un compteur à 9 kVA, le coût sera de l’ordre de 90 €/an,
• D’autre part, proportionnelle à l’énergie consommée, avec une valeur pouvant assez fortement varier, en fonction de l’option et du moment de consommation. Pour une option sans saisonnalité, il peut être, par exemple, de 4,37 c€/kWh. Si l’on considère une consommation de 2 MWh/an, le coût représente environ 87 €/an.

L’autoconsommation nuisible au réseau ? Le verdict

Comparons les trois cas dans le tableau ci-dessous, moyennant quelques hypothèses :

Situation	Consommateur en soutirage seulement	Autoproducteur sans contrat de vente	Autoproducteur avec contrat de vente
Composante annuelle de gestion	15,48 €/an	15,48 €/an	24,36 €/an
Composante annuelle de comptage	19,92 €/an	19,92 €/an	19,92 €/an
Puissance du compteur	6 kVA	6 kVA	6 kVA
Consommation annuelle totale	2 MWh	2 MWh	2 MWh
Soutirage du réseau	2 MWh	1 MWh	1 MWh
Autoconsommation	0 MWh	1 MWh	1 MWh
Composante annuelle de soutirage	147 €/an	103 €/an	103 €/an
Prix total acheminement (hors-taxe)	183 €/an	139 €/an	148 €/an
Diminution	–	-24%	-19%

Nous le voyons, dans ces cas fictifs, la diminution de la part de la facture électrique liée à l’acheminement est modeste, de l’ordre de 20 % (hors-taxes). Nous avons pourtant considéré une autoconsommation de 50 %, soit une diminution d’autant du soutirage d’électricité sur le réseau. Dit autrement, nous constatons que les autoproducteurs payent plus cher chaque kilowattheure d’électricité achetée au réseau. Nous sommes donc loin d’une situation pouvant amener à l’effondrement des revenus et du financement du réseau. La seule situation conduisant à une facture nulle serait celle d’une autonomie totale, avec un bâtiment complètement déconnecté du réseau. Mais dans ce cas, aucune électricité ne serait soutirée, et le réseau ne serait aucunement sollicité. Il serait alors bien entendu malvenu d’exiger un payement pour son usage.

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La stratégie nationale de la Tunisie sur l’hydrogène vert prévoit une production de plus de 8 millions de tonnes par an d’ici 2050. Avec l’ambition d’en exporter une bonne partie vers l’Europe, via un méga pipeline.

Dans le monde décarboné de demain, les experts projettent que notre consommation d’hydrogène (H₂) sera largement supérieure à celle d’aujourd’hui. Ils tablent sur une multiplication des besoins par dix d’ici 2050. Un hydrogène qui sera nécessairement bas-carbone. Produit surtout par électrolyse de l’eau, à partir d’une électricité d’origine nucléaire, estiment certains, mais aussi renouvelable, assurent d’autres.

Les tenants de la production d’hydrogène grâce à l’électricité nucléaire avancent un argument de taille : la possibilité d’alimenter les électrolyseurs en continu. De quoi optimiser leur fonctionnement et éviter une dégradation prématurée de leurs performances. Mais les partisans de la production d’hydrogène à partir de sources renouvelables telles que le solaire ou l’éolien ont un plan pour contourner le problème de l’intermittence. Ils comptent installer des électrolyseurs en masse dans les pays qui jouissent notamment d’un fort ensoleillement. L’ambition affichée par le Chili, par exemple, est de produire, d’ici 2030, l’hydrogène vert le moins cher au monde. Grâce à des panneaux solaires photovoltaïques installés à l’entrée du désert d’Atacama et en y ajoutant des champs éoliens dans le sud du pays.

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Transporter l’hydrogène vert sur des milliers de kilomètres

Se pose toutefois la question du transport de cet hydrogène. Selon les experts, en effet, le coût de ce transport figure en première ligne de beaucoup de modèles. Sur de très grandes distances, mieux vaudra transporter l’hydrogène par voie maritime. Sous forme liquéfiée ou incorporé à une autre molécule telle que l’ammoniac ou les « Liquid organic hydrogen carrier » (LOHC) dont il est de plus en plus question. Car ceux-ci permettent de se reposer sur les infrastructures pétrolières existantes.

Pour les distances un peu plus courtes, le transport par pipeline pourrait s’avérer payant. Mais la faisabilité doit encore être démontrée. Les exploitants gaziers n’estiment pas pouvoir supporter plus de 20 % d’hydrogène dans leurs gazoducs. Et convertir les infrastructures existantes à du 100 % H₂ n’est pas trivial. Des problèmes de pressions variables liées à un flux variable — résultant d’une production au gré des intermittences solaires et éoliennes — ou encore de résistance des aciers du réseau actuel ont déjà été identifiés.

Un mégapipeline dédié au transport de l’hydrogène

C’est dans ce contexte que l’Afrique du Nord se prépare à construire, à l’image des gigantesques pipelines destinés à convoyer le gaz fossile, un hydrogénoduc — déjà baptisé « SoutH2-Corridor » — long de 3 300 km reliant notamment la Tunisie à l’Italie, l’Autriche et l’Allemagne. Un accord vient tout juste d’être signé avec l’entreprise TE H2 — une joint-venture de TotalEnergies (80 %) et du groupe italien Eren (20 %) — associée à l’énergéticien autrichien Verbund pour l’étude de la phase 1 du projet.

L’idée : produire de l’hydrogène vert à partir d’eau de mer dessalée et de panneaux solaires photovoltaïques et d’éoliennes installés dans le sud de la Tunisie. Avec une puissance dédiée de 5 gigawatts (GW), les promoteurs visent un volume de production 200 000 tonnes d’hydrogène par an au démarrage. Puis jusqu’à 1 million de tonnes par an. Le tout pour un investissement qui devrait s’élever à quelque 6 milliards d’euros. Sachant que le projet, dans sa globalité, devrait s’étendre jusqu’en 2050 et est d’ores et déjà chiffré à pas moins de 40 milliards d’euros. La stratégie nationale sur l’hydrogène vert tunisienne, quant à elle, vise, à partir d’une capacité de 100 GW d’électricité renouvelable, une production d’environ 8,3 millions de tonnes H₂ vert d’ici 2050. Dont seulement 2,3 millions de tonnes seraient destinées au marché national.

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En 2023, une collecte record de panneaux solaires usagés a été réalisée en France, marquant un tournant pour les énergies renouvelables.

La montée en puissance du recyclage des panneaux solaires usagés

L’année 2023 a marqué une avancée notable dans le secteur des énergies renouvelables en France, avec une collecte record de panneaux solaires usagés. L’éco-organisme Soren a récupéré 5 207 tonnes de modules solaires, soit une augmentation de 35% par rapport à 2022. Cette collecte massive témoigne d’un bel effort pour recycler ces matériaux, essentiels pour une transition énergétique durable. La majorité des panneaux collectés proviennent de la métropole, notamment de la région Occitanie, avec des volumes croissants en Outre-Mer.

Malgré ces progrès, Soren alerte sur les dangers des filières de réemploi non contrôlées. Environ 40% des panneaux désinstallés échappent à la filière officielle, souvent exportés vers des pays en développement comme en Afrique ou en Asie. Cela pose des problèmes de sécurité et des risques d’incendie, comme l’explique Nicolas Defrenne, directeur général de Soren. Il est crucial de mettre en place des contrôles techniques rigoureux pour garantir la sécurité et l’efficacité des panneaux réutilisés.

Vers une certification pour les panneaux solaires usagés ?

Pour répondre à cela, Soren propose d’instaurer une certification des panneaux solaires usagés, incluant des tests d’isolation électrique et d’électroluminescence. Cette démarche vise à encadrer le réemploi des modules et à assurer leur qualité. En parallèle, un fonds de réemploi de 3 millions d’euros sera créé pour soutenir les projets innovants dans ce domaine, avec un appel à projets prévu pour le second semestre 2024.

Le rapport d’activité de Soren pour 2023 révèle que 320 000 tonnes de panneaux solaires ont été mises sur le marché, générant un chiffre d’affaires de 9,5 millions d’euros. L’objectif à long terme est de faire en sorte que les revenus issus des matières premières recyclées représentent un tiers du chiffre d’affaires de l’éco-organisme. Les volumes de panneaux à recycler devraient croître considérablement, atteignant 500 000 tonnes d’ici à 2050. 

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À l’occasion d’une réunion qui s’est tenue à Riyad le dimanche 2 juin 2024, les pays membres de l’OPEP+ ont décidé de prolonger leurs coupes de production afin d’éviter des pertes financières.

 

Les pays de l’OPEP+ maintiennent leurs coupes de production

 

Lors de leur réunion du 2 juin 2024, les membres de l’OPEP+ ont décidé de prolonger les réductions de production de pétrole jusqu’à la fin de l’année 2025. Parmi les pays participant à cette initiative, on trouve l’Arabie saoudite, les Émirats arabes unis, l’Irak, le Koweït, le Kazakhstan, l’Algérie, Oman et la Russie.

Les réductions de production s’organisent en trois niveaux : une réduction de 2 millions de barils par jour pour l’ensemble du groupe, des réductions volontaires de 1,65 million de barils par jour, et des réductions supplémentaires de 2,2 millions de barils par jour instaurées en novembre 2023. Si les deux premiers niveaux sont prolongés jusqu’en décembre 2025, les réductions supplémentaires seront supprimées progressivement à partir de septembre 2024 jusqu’à leur cessation complète en septembre 2025.

 

 

Une décision stratégique

 

La décision des pays de l’OPEP+ vise à stabiliser les cours du Brent, qui ont récemment chuté. Le lundi 3 juin 2024, suivant la réunion, le Brent de la mer du Nord a enregistré une baisse de 3,99 %, tandis que le WTI coté à New York a perdu 3,3 %. Le jour suivant, le Brent a de nouveau diminué de 1,5 % (à 76,96 dollars), et le WTI a baissé de 1,7 % (à 72,7 dollars). Autrement dit, l’OPEP+ cherche à maintenir des prix du pétrole suffisamment élevés pour soutenir leurs économies, notamment l’Arabie saoudite, pour qui son modèle repose essentiellement sur ses revenus pétroliers. Cette dernière ne peut atteindre son équilibre budgétaire qu’à partir du moment où le baril de Brent est vendu à 95 dollars.

Les prix à la pompe resteront donc volatils. Ayant néanmoins acté une ouverture progressive des vannes, l’OPEP+ espère ainsi que cette décision aidera à relancer la demande qui reste, du fait du contexte international, trop faible par rapport à l’offre. Le prix à la pompe pourrait de fait baisser. Mais cela reste à condition que le marché ne se retrouve pas en surabondance, ce qui ferait à nouveau chuter les cours du pétrole, et inciterait les pays de l’OPEP+ à refermer les vannes.

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Avec le réchauffement climatique, les énergies renouvelables commencent à se développer. Mais c’est encore insuffisant. Pourtant, l’Agence Internationale de l’Énergie estime que tripler les capacités de production d’ici 2030 est envisageable.

Accélérer le déploiement des énergies renouvelables

Les pays du monde entier se sont engagés à tripler les capacités des énergies renouvelables d’ici 2030 lors de la COP28 à Dubaï. L’Agence Internationale de l’Énergie (AIE) confirme que cet objectif est réalisable. Actuellement, les énergies fossiles comme le charbon, le pétrole et le gaz dominent encore. Cependant, leur remplacement est crucial pour respecter l’accord de Paris.

L’objectif est d’atteindre 11 000 gigawatts (GW) de capacité renouvelable d’ici six ans. Bien que seulement 14 des 194 pays signataires se fixent des objectifs clairs dans leurs plans climatiques nationaux, l’AIE observe une ambition croissante dans les politiques annoncées. En effet, près de 8 000 GW de capacité renouvelable pourraient être installés en 2030, ce qui représente environ 70 % de l’objectif global.

Encore beaucoup de défis

En 2023, les capacités en énergies renouvelables ont augmenté de 64 % par rapport à 2022. Pour la première fois, la production électrique d’origine renouvelable a atteint 30 % du total mondial. La Chine joue un rôle majeur. En effet, elle installe plus de 300 GW de nouvelles capacités d’énergies renouvelables par an, soit plus de la moitié du total mondial. Si ce rythme se maintient, la Chine dépassera son objectif de 1 200 GW d’ici 2030. Les énergies solaire et éolienne, devenues plus compétitives grâce à la baisse des coûts.

De fait, elles sont les principales sources de cette croissance. Le coût de ces technologies diminue de plus de 40 % en une décennie, surtout grâce à l’expansion de la production en Chine. En revanche, l’énergie hydraulique et la géothermie rencontrent des contraintes géographiques et environnementales qui freinent toujours leur développement.

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Le réacteur n° 1 de la tristement célèbre centrale de Three Miles Island aux États-Unis va-t-il redémarrer ? De l’autre côté de l’Atlantique, l’idée fait son chemin à mesure que le pays cherche des solutions pour augmenter sa production d’énergie décarbonée.

La centrale de Three Miles Island est connue pour l’accident nucléaire éponyme qui avait entraîné la fonte du cœur du réacteur n° 2 en 1979. Mais le réacteur n° 1, mis en service en 1974, a pourtant connu une longue carrière en fournissant de l’électricité sur le réseau américain pendant près de 45 ans. En 2009, ce réacteur à eau pressurisée de 802 mégawatts électriques (MWe) avait même vu son autorisation d’exploitation prolongée de 20 ans, soit jusqu’en 2034. Il a finalement été arrêté en 2019, en raison de coûts de fonctionnement trop élevés.

Mais depuis 2019, la situation a changé, et le réacteur TMI-1 pourrait finalement reprendre du service. C’est, en tout cas, ce qu’a sous-entendu le CEO de Constellation Energy Corp, entreprise propriétaire de la centrale, Joe Dominguez. « Le redémarrage des centrales nucléaires fermées offre une autre opportunité à l’industrie d’ajouter une énergie propre et fiable au réseau, comme c’est actuellement le cas à Palisades dans le Michigan » a-t-il déclaré.

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Aux États-Unis, le redémarrage de certaines centrales nucléaires de plus en plus probable

Sur les dernières années, aux États-Unis, près d’une douzaine de réacteurs nucléaires ont été mis à l’arrêt, car trop coûteux à exploiter. L’énergie nucléaire peinait alors à faire face, sur le plan économique, aux énergies renouvelables et à un gaz bon marché. Mais la situation est en train de changer, et Joe Dominguez ne mentionne pas la centrale de Palisades par hasard. Celle-ci a reçu, il y a quelques semaines, un prêt de 1,5 milliard de dollars de la part du gouvernement américain pour permettre sa remise en service. Censée avoir été arrêtée définitivement en 2022, elle devrait finalement être remise en service et fournir de nouveau de l’électricité sur le réseau américain à la fin de l’année 2025.

Cette situation pourrait donc donner des idées. Selon le directeur du bureau des programmes de prêts du département américain de l’énergie, « plusieurs centrales nucléaires pourraient et devraient être remises en ligne ». Dans la même dynamique, la Californie, pourtant résolument tournée vers les énergies renouvelables, vient de prolonger de cinq années la durée de vie de sa dernière centrale nucléaire. Selon le propriétaire de la centrale, celle-ci pourrait même être prolongée au-delà.

Pourquoi on ne pourra pas en faire autant en France ?

En relançant certaines centrales nucléaires arrêtées, les États-Unis ne pourraient-ils pas donner des idées à EDF, notre énergéticien national ? Rien n’est moins sûr. Dans l’hexagone, seule la centrale de Fessenheim, définitivement arrêtée en 2020, pourrait être candidate à une telle opération. La centrale, mise en service en 1977, bénéficiait d’un avis favorable de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) suite à sa visite décennale de 2013. À la suite de cette visite, EDF y avait investi plus d’une centaine de millions d’euros pour qu’elle réponde à toutes les exigences de sécurité.

Mais si les opérations de démantèlement à proprement parler ne sont censées débuter qu’en 2025, la remise en service des deux premiers réacteurs à eau pressurisée paraît très improbable. D’un point de vue technique, les opérations de préparation au démantèlement ont conduit au démontage de nombreux équipements. Certains de ces équipements, comme les rotors des turbines, sont réutilisées dans d’autres centrales nucléaires. Or, si seule la cuve d’un réacteur nucléaire est irremplaçable, le remplacement d’un grand nombre d’éléments devrait faire exploser le coût d’une hypothétique remise en service. Enfin, d’un point de vue administratif, la situation semble également insoluble. Il faudrait à EDF plusieurs années avant d’obtenir une nouvelle autorisation d’exploitation.

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La filière de l’hydrolien n’est pas la plus connue des énergies renouvelables ni la plus développée. Mais cela pourrait changer à l’avenir, au vu des nombreux prototypes qui voient le jour à travers le monde. Et en France, où en est le projet Flowatt qui est prévu au large du Cotentin ?

L’implantation de nouveaux sites de production d’énergie renouvelable rencontre fréquemment son lot d’opposants, pour diverses raisons : artificialisation des sols pour certaines centrales photovoltaïques, nuisances sonores et visuelles pour les éoliennes, et plus généralement l’atteinte portée aux paysages. Les hydroliennes permettent, à priori, d’éviter la plupart de ces désagréments. Installées au fond de la mer, elles sont équipées d’une turbine qui produit de l’électricité grâce aux courants marins. Invisibles depuis les côtes, les hydroliennes ne causent aucune gêne visuelle et esthétique pour le littoral marin tout en permettant de produire de l’électricité décarbonée. En France, le potentiel est intéressant puisqu’il est estimé entre 3 et 5 GW d’après le ministère de la Transition énergétique. Pourtant, le secteur n’est pas très développé.

Le projet Flowatt produira l’équivalent de la consommation de 20 000 habitants

Mais la situation évolue avec de nombreux projets en cours dans le monde. Citons par exemple le projet Seastar en Ecosse, qui porte sur un parc de 16 hydroliennes et a reçu le soutien financier de l’Union européenne à hauteur de 20 millions d’euros. En France, la zone située à l’extrémité sud-ouest du Cotentin, appelée le raz Blanchard, dispose d’un des courants les plus puissants d’Europe. C’est à cet endroit que le projet Flowatt est prévu. Porté par HydroQuest en association avec Quair, le futur parc sera composé de 7 hydroliennes de type HQ 2.5 fabriquées à Cherbourg. Ces hydroliennes seront immergées à environ 35 mètres de profondeur, à 3 km du littoral. La puissance totale des installations atteindra 17,5 mégawatts (MW) et la production d’électricité devrait être équivalente à la consommation de 20 000 habitants.

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Un projet soutenu par l’État français et l’UE

La turbine utilisée a déjà été éprouvée pendant deux ans lors d’une phase de test qui s’est déroulée entre 2019 et 2021 sur le site de Paimpol-Bréhat (Bretagne). Le projet Flowatt bénéficie du soutien de l’État français dans le cadre du plan France 2030 avec un investissement de 65 millions d’euros et un tarif d’achat préférentiel de l’électricité produite sur le site. Le projet a également été retenu parmi 20 lauréats dans le cadre du programme européen « EU Blue Champions » qui récompense des entreprises européennes innovantes dans le secteur de l’économie bleue. Cette récompense va permettre au projet de bénéficier d’un accompagnement et de bénéficier d’outils de financement de la banque européenne d’investissement. Le début des travaux aura lieu en 2025.

À noter que HydroQuest porte deux autres projets hydroliens. Tiger, un projet franco-britannique et Ocean Quest qui concerne une hydrolienne de 1 MW sur le site d’essais d’EDF que nous avons évoqué précédemment, situés à Paimpol-Bréhat. Pour l’heure, aucun objectif concernant le secteur hydrolien n’est inscrit dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 2019-2028). Mais les avancées de la filière lui permettront peut-être à l’avenir de bénéficier d’une place centrale dans la transition énergétique.

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Les prix du gaz européens explosent. Réaction immédiate suite à la décision de la Norvège de fermer un gazoduc reliant le pays au Royaume-Uni.

Une explosion du gaz sur le marché européen

La fermeture d’un gazoduc clé reliant la Norvège au Royaume-Uni entraîne une flambée spectaculaire des prix du gaz en Europe. En effet, le contrat à terme du TTF néerlandais, considéré comme la référence européenne pour le gaz naturel, atteint 37,69 euros par mégawattheure (MWh). En seulement quelques heures, les prix bondissent de plus de 13 %. De fait, ils atteignent un sommet annuel de 38,70 euros par MWh.

La cause principale de cette augmentation est la fermeture du gazoduc Langeled. Sauf que ce dernier est essentiel pour l’approvisionnement en gaz. Les problèmes techniques sur la plateforme Sleipner Riser, un point de connexion crucial, nécessitent des réparations immédiates. En conséquence, les livraisons de gaz sont interrompues. Ainsi, une réduction drastique des volumes acheminés est en cours. Par exemple, en une seule journée, la baisse avoisine les 56,7 millions de m³.

Conséquences de la réduction des livraisons

La Norvège, principal fournisseur de gaz naturel de l’Europe depuis la guerre en Ukraine, joue un rôle crucial dans l’approvisionnement énergétique du continent. La fermeture du gazoduc Langeled met en lumière la vulnérabilité de l’Europe face aux interruptions d’approvisionnement. Avec la réduction des volumes disponibles, les prix sur le marché européen sont extrêmement volatils. Cette situation met en exergue la dépendance de l’Europe aux importations de gaz.

Mais aussi, l’impact immédiat des interruptions sur les prix. Bien que les cours actuels soient inférieurs aux pics observés après l’invasion russe de l’Ukraine, la volatilité reste présente. Malgré tous les efforts pour diversifier les sources d’approvisionnement et réduire la dépendance aux hydrocarbures russes se heurtent à des obstacles logistiques et techniques importants.

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Face à la crise climatique et à la hausse des prix de l’énergie, la France intensifie ses efforts pour réduire son empreinte carbone et améliorer l’efficacité énergétique de son parc immobilier. L’individualisation des frais de chauffage (IFC) figure parmi les mesures phares, adoptées dans ce cadre.

Instaurée par la loi ELAN depuis 2020, l’IFC implique d’individualiser les charges de chauffage dans les immeubles dotés d’un chauffage central collectif. Cette initiative exige l’installation de compteurs individuels pour les logements dont la consommation dépasse 80 kWh/m²/an. L’individualisation des frais de chauffage et ses services associés (suivi des consommations sur un portail web, télérelève quotidienne avec alertes en cas de surconsommation, accompagnement sur les ecogestes…) encouragent les consommateurs à adopter des comportements éco-responsables, qui peuvent conduire à une baisse significative de leur consommation de chauffage – de l’ordre de 15 à 25% en moyenne selon une étude de l’ADEME.

Permettant aux résidents de regagner du pouvoir d’achat, l’IFC constitue également une mesure efficace en faveur de la préservation de l’environnement. En effet, en sensibilisant les occupants à l’impact de leurs habitudes de consommation de chauffage et en les incitant à adopter des comportements plus responsables, l’IFC favorise in fine une diminution notable de l’empreinte carbone des immeubles. Les chiffres parlent d’eux-mêmes : l’IFC pourrait réduire les émissions de CO2 de 2 millions de tonnes par an, l’équivalent des rejets annuels d’un million de voitures. De plus, elle permettrait d’économiser 6 milliards de kWh, soit la consommation de chauffage de l’agglomération lyonnaise.

L’étude ADEME souligne aussi une autre contribution de l’IFC : elle favorise la réalisation de travaux de rénovation énergétique dans les copropriétés. En effet, lorsque l’on entreprend des travaux, la répartition au réel des charges permet d’en être directement récompensé sur sa facture et en parallèle les économies générées grâce à l’IFC contribuent au financement de ces travaux et. Ce cercle vertueux améliore l’efficacité énergétique globale des bâtiments, participe à la réduction des émissions de CO2 ainsi qu’à l’amélioration du confort des habitants et de la valeur de leurs logements.

Cependant, il est important de rappeler que 42% des logements en copropriété en France sont actuellement équipés de compteurs individuels de chauffage à ce jour – répartiteurs de frais de chauffage ou compteurs d’énergie thermique selon la configuration du bâtiment – sur les 2,9 millions concernés par l’obligation. Ce rythme de déploiement, plus lent que dans d’autres pays européens comme l’Allemagne, s’explique par une méconnaissance du dispositif par les copropriétaires. Pour remédier à cette problématique, il est crucial d’intensifier les campagnes de sensibilisation et de communication pour informer un large public des avantages de l’IFC. Cette législation doit être perçue comme un levier stratégique dans la transition énergétique, favorisant à la fois des économies financières pour les ménages et une réduction significative des émissions de gaz à effet de serre.

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En passant devant un parc éolien, on peut parfois remarquer que certaines éoliennes tournent alors que d’autres sont à l’arrêt ou fonctionnent au ralenti. Comment cela se fait-il ? Pourquoi une telle inégalité dans l’activité des éoliennes au sein d’un même parc ? Voici quelques explications.

Le territoire français compte environ 9 500 éoliennes installées au sein de 2 262 parcs, à fin 2022. Selon l’Ademe, en France, une éolienne tourne entre 75 % et 95 % du temps. Elle ne produit toutefois pas 100 % de sa capacité de production pendant cette période puisque son facteur de charge moyen, c’est-à-dire le rapport entre la puissance moyenne délivrée et la puissance moyenne installée, est de 23,5 %. On pourrait penser que s’il existe des différences de régime entre différents parcs, toutes les éoliennes d’un même site tourneraient simultanément, à la même vitesse. Pourtant, ce n’est pas le cas. Il n’est pas rare d’observer des éoliennes à l’arrêt complet, ou fonctionnant à faible vitesse, à proximité immédiate d’autres turbines tournant rapidement. Diverses raisons peuvent expliquer ce phénomène.

Des vents inégaux au sein d’un même parc éolien

Même si les éoliennes se trouvent dans un même parc, leur fonctionnement est individuel et indépendant de leurs voisines. Comme l’eau, l’air est un fluide. S’il nous est impossible de le visualiser à l’œil nu, l’air se déplace de façon hétérogène et créé des turbulences, d’autant plus exacerbées en présence de reliefs. Chaque éolienne se déclenche automatiquement et individuellement à partir de la masse d’air locale, reçue sur ses pales, généralement à partir de 15 km/h. Ainsi, la force du vent peut différer au sein d’un parc éolien. Il est donc possible qu’une éolienne tourne alors qu’une autre, placée à proximité, soit à l’arrêt ou plus lente.

Dans le même ordre d’idée, les éoliennes sont arrêtées automatiquement lorsque la force du vent est trop importante, au-delà de 90 km/h ou davantage selon les modèles. Lorsqu’une turbine est plus exposée à des rafales de vent supérieures à limite qui lui a été fixée, elle s’arrête, alors que sa voisine, moins exposée, peut continuer de fonctionner.

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Lutter contre les nuisances sonores et protéger l’environnement

Par ailleurs, une autre raison peut expliquer des différences de fonctionnement entre plusieurs éoliennes d’un même parc. Les parcs éoliens sont soumis à une réglementation en matière de nuisances sonores. En effet, leur fonctionnement provoque un bruit de fond du fait des vibrations de ses composants et du contact du vent avec les pales. Ce bruit est généralement inférieur à 35 décibels à 500 mètres de distance, ce qui correspond au bruit d’une conversation à voix basse. Il est de 55 décibels au pied de l’éolienne. Pour protéger la tranquillité des riverains, la réglementation prévoit l’obligation de bridage des éoliennes en cas de dépassement du seuil réglementaire du niveau sonore. Ce seuil est mesuré selon un niveau d’émergence que l’éolienne ne doit pas dépasser. L’émergence est la différence entre le bruit ambiant hors éoliennes et le bruit ambiant avec l’éolienne en marche. L’émergence ne doit pas être supérieure à +5 décibels entre 7 h et 22 h et +3 décibels la nuit, entre 22 h et 7 h. Si les seuils sont dépassés, les pales peuvent être ralenties pour diminuer les nuisances sonores.

L’activité des éoliennes peut également être modifiée pour préserver la biodiversité, par exemple, en cas de passage de certaines espèces comme des oiseaux migrateurs. D’ailleurs, une fois un parc éolien mis en service, il est obligatoire de mettre en place un suivi environnemental, afin de vérifier l’efficacité des mesures prises pour protéger la faune locale. Il en va de même pour les parcs éoliens en mer pour lesquels le suivi concerne à la fois la faune, mais également la flore locale.

En mai 2023 par exemple, plusieurs éoliennes en mer situées au large des Pays-Bas ont été arrêtées pendant 4 heures en pleine nuit, afin de permettre le passage des oiseaux migrateurs. Une première qui pourrait faire des émules.

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Les opérations de maintenance des éoliennes

Une des causes les plus courantes de l’arrêt d’une éolienne est la maintenance. En effet, elles font l’objet d’opérations régulières de maintenance et d’entretien, qui imposent un arrêt afin que les techniciens puissent intervenir en toute sécurité. Cela peut expliquer qu’une ou plusieurs éoliennes d’un même parc soient à l’arrêt alors que leurs voisines tournent.

Les opérations de maintenance sont de deux ordres. Elles peuvent être préventives pour surveiller le bon fonctionnement du parc et garantir les performances des éoliennes. L’arrêté du 26 août 2011 prévoit ainsi que « trois mois, puis un an après la mise en service industrielle, puis suivant une périodicité qui ne peut excéder trois ans, l’exploitant procède à un contrôle de l’aérogénérateur […] ». Il est aussi prévu que « selon une périodicité définie en fonction des conditions météorologiques et qui ne peut excéder six mois, l’exploitant procède à un contrôle visuel des pales et des éléments susceptibles d’être endommagés ». Les dispositifs de sécurité doivent également être contrôlés tous les ans minimum. Les opérations de maintenance peuvent aussi être curatives en cas de défaillance avérée du matériel qui nécessite l’intervention de techniciens pour procéder aux réparations.

Équilibre du réseau et influence des prix

Enfin, des éoliennes peuvent être arrêtées pour des raisons financières et/ou pour préserver l’équilibre du réseau. Lorsque la production d’électricité est supérieure à la demande, les prix chutent sur les marchés, jusqu’à atteindre parfois des niveaux nuls voire négatifs. Ainsi, pour ne pas perdre d’argent (si le parc n’est pas subventionné dans cette situation), l’opérateur peut réduire la puissance de son parc. Autrement, c’est le gestionnaire du réseau qui peut demander à l’opérateur de cesser la production, pour préserver l’équilibre du réseau. Cela peut s’effectuer par l’arrêt d’une partie des éoliennes d’un même parc ou par l’orientation de leurs pales, afin de diminuer leur vitesse de rotation.

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« C’est dans les vieilles casseroles que l’on fait les meilleures soupes » : le dicton s’appliquerait-il aussi au nucléaire ? Lors de son audition dans le cadre d’une commission d’enquête sur la production et le prix de l’électricité à l’horizon 2035-2050, Jean-Marc Jancovici a suggéré de ne plus construire d’EPR. Selon le très médiatique polytechnicien, nous devrions construire d’anciennes générations de réacteurs dont la conception et la réalisation sont parfaitement maîtrisés. Du moins, le temps d’industrialiser les réacteurs nucléaires de quatrième génération.

Jean-Marc Jancovici devient un habitué des commissions d’enquête ! Après avoir été interrogé, l’année dernière, lors de la commission d’enquête sur la souveraineté énergétique, il a cette fois été auditionné dans le cadre d’une commission portant sur la production, la consommation et le prix de l’électricité à l’horizon 2035-2050. En apportant sa vision de l’avenir de la production d’électricité en France et dans le monde, il a soulevé la question de l’intérêt de construire des réacteurs EPR plutôt que des réacteurs d’ancienne ou de future génération. « Peut-être qu’une des options, c’est de laisser l’EPR au placard pour le moment et de construire des réacteurs comme ceux qui sont actuellement en service ». Selon le scientifique, les réacteurs actuels sont plus simples à construire, tout en respectant l’état de l’art en matière de sécurité grâce à des mises à niveau régulières.

À l’inverse, si les EPR ont été conçus dans une optique de sécurité maximale, leur design complexe rend leur construction fastidieuse, et ralentit leur déploiement. Tous les projets EPR actuels en sont la preuve, multipliant les retards à Flamanville comme à Hinkley Point. Or, toujours selon Jean-Marc Jancovici, l’électrification de nos usages et les objectifs de décarbonation imposent d’accélérer la cadence en matière de puissance nucléaire ajoutée au réseau.

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Sauter la troisième génération de réacteurs pour passer directement à la quatrième

En réalité, selon l’ingénieur, l’enjeu de la filière nucléaire française et internationale réside dans le développement le plus rapide possible de réacteurs de quatrième génération. Selon lui, il serait pertinent de mettre en place un programme Fast Track avec quelques pays concernés pour valider plusieurs designs et démarrer la construction de prototypes dans les plus brefs délais. Cette solution permettrait, toujours selon le scientifique, de pouvoir commencer à déployer des réacteurs de ce type d’ici 10 à 20 ans selon les technologies.

Si les réacteurs de quatrième génération suscitent autant d’intérêt, c’est parce qu’ils pourraient fonctionner avec de l’uranium naturel ou de l’uranium appauvri. Cela permettrait de produire 50 à 100 fois plus d’énergie avec une même quantité de minerai par rapport aux technologies actuelles. Avec cette solution, la France pourrait valoriser jusqu’à 99 % des 250 000 tonnes d’uranium appauvri qu’elle stocke sur son sol, et pourrait ainsi se passer de l’extraction d’uranium pendant plusieurs siècles tout en minimisant la quantité de déchets à stocker.

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Une mission d’information dédiée aux modes de gestion et d’exploitation des installations hydroélectriques a été mise sur pied pour trouver un avenir juridique aux barrages. Aujourd’hui, 10 % de la puissance installée du plus grand parc hydroélectrique européen est dans un flou juridique, car ses concessions sont arrivées à échéance et pas encore renouvelées. Certains barrages sont donc dans l’impossibilité de réaliser des investissements pourtant majeurs et essentiels.

120 barrages ont été construits à la fin de la Seconde Guerre mondiale lors de la nationalisation du secteur électrique français. Ils sont exploités sous un régime dit de concession pour  90 % de la puissance installée en France : une forme de « bail » qui lie l’État et les entreprises concessionnaires pour une durée de 80 ans. Ce régime d’exploitation transfère la responsabilité des investissements, de la construction et de l’exploitation d’une installation hydroélectrique à des entreprises qui se rémunèrent en tirant bénéfice de l’exploitation des installations pendant toute la durée de la concession. En contrepartie, le concessionnaire verse une redevance, accorde des réserves en eau et en énergie. 

Le parc hydroélectrique en France est donc le fruit d’un héritage historique caractérisé par un grand nombre de concessions, produisant 12 % de l’électricité française, attribuées à trois principaux concessionnaires :

• Électricité de France (EDF) pour 70 % de la production nationale
  
• Compagnie nationale du Rhône (CNR) pour 25 %
  
• Société hydroélectrique du midi (SHEM) pour moins de 3 %
  

Un flou juridique qui compromet les objectifs énergétiques

Or, certains droits d’exploitation de barrages sont déjà arrivés à leur terme et n’ont pas été renouvelés ou remis en concurrence comme le veut la Commission européenne. Elle a mis deux fois l’État en demeure (2015 et 2019). Les conséquences de ce flottement sont regrettables, met en garde la Cour de Comptes : « il est nécessaire de sortir rapidement de cette situation afin d’éviter que la gestion d’ensemble du parc hydroélectrique ne se dégrade et qu’il ne puisse jouer pleinement son rôle dans la transition énergétique » avertit-elle. « Le cadre juridique actuel ne permet de réaliser que des modifications de faibles montants sans remise en concurrence », regrette de son côté EDF. « Il n’est donc possible de réaliser que de très légères augmentations de puissance sur ces ouvrages. » Les stations de stockage d’énergie par pompage (STEP) sont dans la même situation : leur développement est à l’arrêt, « notamment à cause des difficultés rencontrées pour prolonger la durée des concessions concernées par ces investissements considérables. »

L’État est donc dans une impasse. Il refuse d’un côté les mises en demeure de la Commission, qui presse la mise en concurrence, et donc la possible entrée de nouveaux acteurs. D’un autre, le projet Hercule, imaginé sous le premier quinquennat d’Emmanuel Macron et visant à démanteler EDF en trois blocs, a été abandonné. Sinon, fut envisagé en décembre 2023 dans l’avant-projet de loi souveraineté énergétique de passer les barrages sous le régime de l’autorisation, consistant en un transfert de propriété de l’État sans mise en concurrence. Or, il est difficile de fixer un prix puisque EDF est déjà bien endetté. Le projet est donc mort-né.

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Ni démantèlement d’EDF, ni mise en concurrence

Il est inenvisageable pour les députés de laisser les barrages aux mains d’autres acteurs privés. Ils souhaitent les conserver dans le giron public. Ces derniers travaillent sur une autre solution : celle de la « quasi-régie », qui consiste à attribuer la concession publique discrétionnairement à un opérateur public sur lequel l’État exerce un contrôle analogue à ses propres services.

Cela permettra d’éviter une désoptimisation de la production hydroélectrique et le maintien d’un opérateur unique permettant de gérer au mieux les chaînes hydrauliques. Au niveau national, les compensations entre toutes les concessions permettraient « d’éviter la mise en difficulté des installations moins rentables en situation de prix bas. » À l’inverse, lors d’épisodes de prix hauts, l’État et les collectivités locales pourraient plus facilement capter la rente « inframarginale » des barrages, dont les coûts sont fixes.

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Tripler la puissance installée des énergies renouvelables d’ici 2030 semble irréaliste, mais c’est pourtant ce que propose un scénario récent de transition climatique. Celui-ci préconise une part dominante de ces sources renouvelables (du solaire et de l’éolien en particulier) face au nucléaire dans le mix énergétique de 2050, afin d’atteindre rapidement la neutralité carbone.

Limiter le réchauffement climatique à 1,5 °C est l’un des objectifs climatiques fondamentaux adoptés par 195 pays dans le cadre de l’Accord de Paris. Le scénario « Net Zéro » de BloombergNEF (BNEF) reconnaît que relever ce défi sera difficile, mais pas impossible si des actions significatives sont prises immédiatement. Selon les experts de BNEF, les gouvernements doivent se concentrer principalement sur la décarbonation du secteur électrique dans les six prochaines années.

Bien que des progrès considérables aient été réalisés dans la transition énergétique, il est essentiel d’intensifier ces efforts pour assurer une décarbonation efficace. Le rapport préconise une augmentation massive des nouvelles installations solaires et éoliennes, visant à tripler la puissance installée d’ici 2030. Un triplement supplémentaire sera nécessaire d’ici 2050 pour atteindre la neutralité carbone. Ce scénario implique des investissements colossaux estimés à 215 000 milliards de dollars, ainsi que l’utilisation de près de trois millions de kilomètres carrés de terres pour les infrastructures énergétiques, soit 15 fois plus que la superficie exploitée en 2023.

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Une transformation urgente du secteur électrique

Selon le scénario Nez Zéro, les actions menées entre 2024 et 2030 seront cruciales pour établir une trajectoire permettant d’atteindre les objectifs climatiques mondiaux à long terme. La décarbonation d’autres secteurs difficiles à verdir, comme l’aviation et la sidérurgie, devrait ainsi attendre après 2030. Pour ces industries, les technologies à faibles émissions ne sont pas encore développées à une échelle suffisante.

Durant cette période 2024 – 2030, les efforts devraient se concentrer sur la transformation rapide du secteur de l’électricité, avec une priorité donnée aux énergies renouvelables comme le solaire et l’éolien. D’ici 2030, l’ensemble des installations devrait atteindre une puissance de 11 térawatts (TW), soit le triple de la puissance actuellement installée. Les efforts pourraient réduire de 93 % les émissions de carbone du secteur électrique d’ici 2035. Pour compenser les variations de production inhérentes au solaire et à l’éolien, une augmentation des capacités de stockage est également prévue dans le scénario, avec une projection de 4 TW de puissance de batterie d’ici 2050, soit 50 fois plus que la puissance actuelle.

Concernant l’évolution actuelle des énergies solaire et éolienne, les deux technologies semblent suivre une trajectoire en phase avec le modèle de BNEF. Ces énergies ont, en effet, connu une croissance exponentielle au cours de ces dernières années. La capacité solaire a été multipliée par neuf et celle de l’éolienne par trois durant la dernière décennie. L’ONG International Solar Energy Society (ISES) estime même que le solaire pourrait, à lui seul, décarboner l’économie mondiale d’ici 2042 si la tendance actuelle se maintient.

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Un scénario délaissant le nucléaire ?

Le scénario Net Zéro met en évidence un fort accent sur les énergies renouvelables et attribue une part modeste au nucléaire. Pour 2050, l’objectif de puissance installée pour le nucléaire est de seulement 1 TW, contre 31 TW pour le solaire et l’éolien. Cela représente moins de trois fois la puissance nucléaire installée en 2021, qui s’élevait à 395 GW à l’échelle mondiale.

Il faut savoir qu’actuellement, les nouvelles installations photovoltaïques et éoliennes fleurissent à un rythme effréné, contrairement aux nouvelles centrales nucléaires, dont la puissance installée stagne. La faute à un manque d’ambition et des délais de construction bien plus longs que les énergies renouvelables.

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Treize éoliennes géantes et une électricité vendue 86,45 euros le mégawattheure : c’est le très faible tarif de rachat qu’a promis le vainqueur du premier appel d’offre éolien flottant commercial au large des côtes bretonnes. Pennavel, société du consortium composé d’Elicio et BayWa r.e. développera un parc d’une puissance minimale de 250 mégawatts (MW).

 

Les éoliennes du futur parc de Bretagne sud, premier parc éolien flottant commercial de France, s’élèveront à 29 km de l’île de Groix et 19 km de Belle-île. Le chantier démarrera en 2029 pour une mise en service prévue en 2032. Il y a quelques semaines, l’État a annoncé le nom de l’entreprise lauréate de l’appel d’offres, qui aura donc la charge de concevoir et d’exploiter le parc : il s’agit d’un consortium composé d’Elicio et de BayWa r.e.

Un appel d’offres particulièrement surprenant. Outre l’étonnant désistement du véritable lauréat, le tarif d’achat promis par Elicio et BayWa r.e. est nettement plus bas que ses concurrents : 86,45 euros le mégawattheure (€/MWh). Lors du débat public organisé par la Commission nationale du débat public (CNDP) en 2020, la maîtrise d’ouvrage avançait plutôt le chiffre cible de 120 €/MWh. Elle justifiait ce tarif compte tenu du « caractère innovant du projet, basé sur des technologies encore en phase de démonstration et qui ne bénéficie que de peu de retours d’expérience dans le monde et en Europe. » La valeur moyenne des offres se situait autour de 101,74 €/MWh, légèrement en deçà des coûts moyens de production estimés par le ministère de la Transition écologique, entre 120 et 150 €/MWh. À titre de comparaison, les trois fermes pilotes flottantes (entre 25 et 30 MW chacune) en Méditerranée ont obtenu un tarif de rachat de 240 €/MWh.

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Une course effrénée à la baisse de prix de l’éolien

Il existe donc une course à la baisse des tarifs de rachat, afin de justifier une certaine maturité de la technologie éolienne flottant. Les tarifs de rachat sont composés du prix auquel le producteur vend son électricité sur le marché et du complément de rémunération (argent versé par l’État pour combler la différence). En l’occurrence, si le consortium avait remporté l’appel d’offre à 120 €/MWh, il explique qu’il aurait touché 80 millions d’euros par an, soit 1,6 milliard sur 20 ans. Avoir des vainqueurs d’appel d’offres au plus bas prix de rachat est une bonne nouvelle pour l’État. Car le soutien financier aux renouvelables diminuera, mais lorsqu’il est trop bas, cela peut compromettre la viabilité du projet.

Si l’appel d’offre a pris des mois de retard, c’est bien parce que le premier lauréat s’est désisté après avoir proposé un prix trop risqué. Le second, actuel lauréat de l’appel d’offre, n’est pas en reste : la CRE a lancé une procédure relative aux offres comportant un tarif sous-évalué. L’objectif de cette procédure est de déterminer si le constructeur exploitant propose un prix en accord avec ses vrais coûts de construction et d’exploitation. À son terme, la Commission de régulation de l’énergie a justifié « ne pas avoir éliminé l’offre » en considérant que les risques pesant sur le projet, à savoir une dégradation du taux de retour sur investissement pour les actionnaires, ne seraient pas de « nature à remettre en cause la décision d’investissement. »

Les éoliennes flottantes, plus chères que les autres

Les parcs éoliens en mer flottants sont plus éloignés des côtes, donc généralement moins visibles, que leurs homologues ancrés au fond de la mer. Les régimes de vent y sont plus favorables alors leur construction est intéressante pour produire plus d’électricité avec des éoliennes plus grandes. Mais faire flotter une éolienne reste un défi, car les facteurs de déstabilisation sont nombreux. Il s’agit de gérer le mouvement de la mer et des pales, la hauteur (chacune mesurera entre 250 et 300 mètres) et le poids de la turbine. Le raccordement est aussi un enjeu central. Il est la source d’une élévation des coûts, à la charge des contribuables puisque Réseau de transport d’électricité (RTE) les supporte (et ne sont pas compris dans le tarif d’achat). Un représentant de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) avançait un coût de raccordement de 15 €/MWh pour ce parc.

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