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

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

Les chiffres de l’autoconsommation collective au premier trimestre 2024

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

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

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

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

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

Les raisons du succès de l’autoconsommation collective en France

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

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

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

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Le marché des panneaux solaires est dominé par l’Asie. Les entreprises françaises ou européennes sont en difficulté. L’une des plus importantes de France, Systovi, met la clé sous la porte.

Systovi, la fin d’un pionnier des panneaux solaires

Créée en 2008, la société Systovi, localisée à Carquefou près de Nantes, s’est spécialisée dans la fabrication de panneaux solaires. Les géants asiatiques dominent ce marché. En dépit d’un chiffre d’affaires respectable de 21,5 millions d’euros en 2023, l’entreprise de 87 employés ne peut plus résister à la pression économique et à l’accélération du dumping chinois. L’absence de repreneurs et le poids des réglementations contraignent le tribunal de commerce à prononcer sa liquidation judiciaire. La nouvelle tombe au moment où la France s’engage à doubler ses capacités de production solaire d’ici 2030. Un « plan de bataille » ambitieux mais insuffisant pour sauver Systovi.

Les efforts récents, incluant un investissement de près de 2 millions d’euros pour augmenter la production, n’ont pas suffi à inverser la tendance. La direction de Systovi explique que la décision de fermer est « inévitable ». Elle souligne l’intérêt des acteurs pour reprendre le flambeau, mais déplore l’absence de propositions concrètes.

L’industrie solaire française prend un coup

Le cas de Systovi soulève des questions cruciales sur la viabilité des fabricants européens de panneaux solaires face à la concurrence asiatique. Produire des modules à partir de cellules importées reste un défi majeur, le marché étant extrêmement volatile et dépendant des besoins chinois. La France, malgré ses efforts pour stimuler l’industrie solaire locale, accuse un retard significatif en matière d’industrialisation photovoltaïque.

Cette faillite intervient également dans un contexte où le gouvernement français s’efforce de combler le déficit de production solaire. Avec un objectif révisé de 100 GW d’ici 2035, le pays envisage d’augmenter sa capacité de production solaire interne à 40 % de sa consommation d’ici 2030. La fin tragique de Systovi tombe donc très mal. Elle met en lumière un retard important pris par la France dans la production et la démocratisation des panneaux solaires.

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Le 1ᵉʳ octobre 2024 marquera la fermeture définitive du gisement de gaz naturel de Groningue, le plus grand d’Europe, mettant un terme à une ère de plus de soixante ans d’exploitation.

Gisement de Groningue : les habitants n’en pouvaient plus

Le gisement de Groningue, exploité depuis 1963, a été un pilier de l’approvisionnement en gaz naturel en Europe. La décision de fermer les vannes a été influencée par les séismes de faible magnitude causés par l’exploitation du gaz. Ces tremblements ont non seulement endommagé des propriétés, mais ont également affecté la qualité de vie des riverains, conduisant à une lutte juridique et politique prolongée. L’arrêt de l’extraction est une réponse à ces défis environnementaux et sociaux, mais pose la question de l’adaptation à de nouvelles sources d’énergie.

Depuis plus de vingt ans, les résidents de Groningue vivent dans l’incertitude, subissant des dommages matériels et moraux dus aux séismes répétés. Les indemnisations et les mesures compensatoires ont été lentes et insuffisantes, exacerbant le sentiment d’injustice au sein de la communauté. Le renforcement des structures et la réparation des dommages sont désormais des priorités urgentes pour le gouvernement, témoignant de la complexité des implications humaines de l’extraction énergétique.

Une fermeture en pleine guerre en Ukraine

La fermeture du gisement intervient dans un contexte de crise énergétique exacerbée par des tensions internationales, notamment l’invasion de l’Ukraine par la Russie. Les autorités néerlandaises ont dû jongler entre les impératifs de sécurité d’approvisionnement national et les exigences de transition énergétique. Cette décision illustre les dilemmes auxquels sont confrontés les pays dépendants des combustibles fossiles dans un monde qui aspire à une plus grande durabilité.

Avec la fermeture définitive du gisement, les Pays-Bas et l’Europe doivent repenser leurs stratégies énergétiques. Les défis liés à la transition vers des sources d’énergie renouvelables sont immenses, surtout pour une région habituée à compter sur le gaz comme ressource facilement accessible. Comment les décideurs vont-ils balancer les besoins immédiats contre les impératifs écologiques ?

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Transporter les pales des éoliennes de leur site de fabrication jusqu’aux parcs éoliens, ce n’est pas une mince affaire. Et l’opération devient de plus en plus délicate à mesure que les éoliennes grandissent. Les erreurs se payent au prix fort.

Pour produire plus, les ingénieurs ont imaginé des éoliennes toujours plus grandes. Plus hautes. Mais équipées, également, de pales plus longues. Dans leurs versions terrestres, les pales d’éoliennes peuvent atteindre les 60 mètres de long. La plus longue pale d’éolienne en mer, quant à elle, dépasse déjà les 120 mètres. Et le Chinois Mingyang Smart Energy travaille à l’élaboration d’une pale de 140 mètres ! Le tout faisant aussi grimper le poids de ces pièces. Pour vous faire une idée, sachez qu’une pale d’éolienne de 45 mètres de long pèse de l’ordre de 6,5 tonnes. Les pales des éoliennes en mer peuvent, quant à elle, peser plusieurs dizaines de tonnes chacune.

Transporter des pales de plus en plus longues par camion

L’ennui, c’est que ces pales sont rarement fabriquées à proximité des endroits où sont implantés les parcs éoliens. Des zones, qui plus est, auxquelles on accède souvent par des voies relativement étroites, en pente ou le long desquelles se trouvent de nombreux virages, parfois serrés. D’où le défi qui se pose aux promoteurs de ces parcs et aux fabricants d’éoliennes de transporter leurs pales par camion. Avec l’accélération du déploiement de l’éolien, les images d’accidents se multiplient sur les réseaux sociaux.

Pourtant, des solutions existent. Le trajet doit être étudié minutieusement avant de lancer un camion chargé sur les routes. Les pentes, les angles de braquage, les vitesses et même les passages à niveau, les ponts et les tunnels, les revêtements des voies empruntées et les conditions météorologiques au moment du transport doivent être analysés au préalable. Avec toutes ces informations en main, les opérateurs peuvent utiliser des systèmes de lest qui permettent de stabiliser la charge. Ou encore, de tourner la pale de l’éolienne afin de l’équilibrer dans les virages. Mais parfois, des éléments sont oubliés du calcul, comme dans cette vidéo, ou le centre de gravité a manifestement mal été évalué.

Des camions dédiés au transport de pales d’éoliennes

Les ingénieurs travaillent aussi au développement de camions dédiés à ce type d’opérations. Le parc éolien de MacIntyre (Australie) en bénéfice déjà. Il est implanté dans une région accidentée. Pour y accéder, il faut franchir des collines, des ravins et des zones de végétation. Avec des engins classiques, il aurait fallu aux promoteurs détruire pas moins de 20 000 m² de terres agricoles et de forêts pour ouvrir la voie aux camions transportant les pales des éoliennes. Les « manipulateurs de pales » en action depuis quelques mois permettent, grâce à un dispositif à entraînement hydraulique, de relever les pales jusqu’à 40 degrés pour les déplacer plus facilement et en toute sécurité sans abimer les paysages traversés.

Dans le Colorado (États-Unis), une start-up vient quant à elle d’annoncer sa volonté de construire le plus grand avion du monde pour transporter des pales d’éoliennes. Des pales jusqu’à une centaine de mètres de long. Selon Radia, son WindRunner pourrait s’envoler d’aéroports régionaux et atterrir sur la « piste en terre » la plus proche des parcs éoliens.

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Bercy vise à installer un million de pompes à chaleur d’ici à 2027, promettant une réduction significative de la dépendance aux énergies fossiles et un élan pour l’emploi avec la création de 47 000 postes.

Les aides pour les pompes à chaleur ne prennent pas

Le déploiement massif des pompes à chaleur représente une superbe avancée vers la réduction des émissions de CO2, en permettant de diminuer significativement l’utilisation de combustibles fossiles pour le chauffage des bâtiments. Selon le plan de Bercy, cette initiative devrait entraîner des économies annuelles substantielles pour les ménages français, qui pourraient voir leur facture d’énergie réduite grâce à ces dispositifs plus efficients. Toutefois, le coût initial, d’environ 14 700 euros, demeure un défi, malgré les aides telles que MaPrimeRénov’ et l’éco-PTZ qui visent à le rendre plus abordable.

L’objectif de produire un million de pompes à chaleur en France d’ici à 2027 est également un moteur potentiel de croissance économique. La nécessité d’augmenter la production nationale promet de revitaliser l’industrie locale et de créer environ 30 000 emplois pour les installateurs, sans compter les autres postes indirects. Ce projet est ambitieux, car il implique de multiplier par dix la production actuelle, un véritable défi industriel qui nécessite une augmentation significative des capacités de production et de l’expertise technique.

Privilégier les PAC françaises

Le succès de ce plan ne repose pas uniquement sur la capacité de production, mais aussi sur l’acceptation du marché. Les défis incluent la réticence due aux coûts initiaux élevés et à la complexité de l’installation, en particulier dans le cadre des rénovations. En outre, la compétition avec des produits importés, souvent moins chers, pose une menace significative. L’éco-conditionnalité annoncée par Bruno Le Maire vise à privilégier les pompes à chaleur performantes et locales, mais cette stratégie nécessitera une communication et des incitations efficaces pour convaincre les consommateurs.

Le cadre réglementaire, notamment la nouvelle réglementation RE2020, incite fortement à l’utilisation des pompes à chaleur dans les constructions neuves et les rénovations thermiques. Le plan d’action inclut diverses mesures pour stimuler ce marché, comme l’augmentation des aides à l’achat et une stratégie d’achats publics ciblés. Le soutien gouvernemental apparaît donc comme un pilier essentiel pour atteindre les objectifs de 2027.

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La grande distribution n’est pas prête à appliquer la loi en matière d’énergies renouvelables. Le secteur demande un délai de deux ans pour se mettre en conformité. Une requête qui agace.

La grande distribution pas encore prête pour les énergies renouvelables

La grande distribution monte au créneau. Elle entend exprimer son désaccord face aux délais imposés par la loi sur les énergies renouvelables. Notamment concernant l’installation obligatoire d’ombrières photovoltaïques sur les parkings des magasins d’ici 2028. Selon elle, ce calendrier est « totalement inadapté » compte tenu des défis logistiques et économiques à surmonter. Les principaux acteurs du secteur pointent du doigt l’absence de décrets d’application clairs plus d’un an après la publication de la loi.

De plus, les premières usines françaises de production de panneaux photovoltaïques, essentielles pour répondre à cette demande, ne seront pas opérationnelles avant 2025. Dans ce contexte, les magasins se demandent comment il serait possible de couvrir les 70 millions de mètres carrés de parkings en si peu de temps, tout en respectant des conditions économiques raisonnables.

Un impact économique et environnemental à considérer

La loi sur les énergies renouvelables, bien que louable dans ses objectifs de multiplier par dix la capacité de production d’énergie solaire en France d’ici 2050, soulève des préoccupations majeures au sein de la grande distribution. Les coûts associés à ces installations, estimés à 2 milliards d’euros annuels, pourraient s’avérer prohibitifs pour les petits acteurs du secteur. Face à ces enjeux, la grande distribution a déjà plaidé en février 2023 pour des mesures d’incitation financière.

De plus, il existe une inquiétude quant à l’impact de ces installations sur la végétation existante. En effet, les ombrières pourront potentiellement remplacer des zones vertes dans les parkings. Ces arguments poussent les acteurs économiques à demander une révision de la loi. Néanmoins, face à l’urgence climatique, la grande distribution peine à faire des efforts. De son côté, le gouvernement n’entend pas modifier le calendrier pour le moment.

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Elle n’aura pas tenu plus de six ans. Lancée en 2018, l’usine Systovi de Carquefou près de Nantes va cesser définitivement ses activités, faute de repreneur. Le fabricant français de panneaux photovoltaïques, qui emploie 87 personnes, a été placé en liquidation judiciaire de ce mercredi 17 avril.

Alors que le gouvernement présentait il y a quelques jours un plan de soutien aux usines françaises de panneaux solaires, son action aura été vaine sur le dossier Systovi. Cette entreprise française fondée en 2008 n’a pu résister à la concurrence déloyale des fabricants chinois de panneaux photovoltaïques, malgré de récents et importants investissements dans son usine de Carquefou (Loire-Atlantique). En grande difficulté, la société n’a trouvé aucun repreneur au terme d’un mois de « recherche intensive » dévoile-t-elle par communiqué. Le Tribunal de Commerce de Nantes l’a donc placée en liquidation judiciaire le 17 avril.

« Malgré nos investissements, l’entreprise fait face à l’accélération soudaine du dumping chinois depuis l’été 2023 et les discussions réglementaires en cours en France et en Europe, auxquelles elle a participé depuis des années, n’auront pas d’effet dans un délai compatible avec ses enjeux » explique l’entreprise. Selon Paul Toulouse, son directeur, parmi les « très nombreux contacts ayant manifesté un intérêt pour Systovi, aucun n’a concrétisé d’offre ». Une cinquantaine d’acteurs auraient échangé sans succès, selon le dirigeant.

« Nous sommes très tristes de cette issue et mobilisons dès à présent toute notre énergie pour accompagner du mieux possible les femmes et les hommes qui se sont battus depuis 15 ans pour faire exister le solaire français » annonce Systovi, qui emploie 87 salariés. L’entreprise française n’est pas la seule à souffrir de l’afflux de panneaux photovoltaïques chinois vendus à prix dérisoires et du manque d’attractivité industrielle de l’Europe. Le Suisse Meyer Burger va également fermer les portes d’une des plus grandes usines européennes de panneaux solaires en Allemagne, au profit des États-Unis. En parallèle, de grands projets continuent de se développer, comme celui de giga-usine de cellules photovoltaïques de Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône), porté par Carbon, et d’HoloSolis à Hambach (Moselle).

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

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

Un réseau inadapté aux fortes productions issues des énergies renouvelables

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

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

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

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

Des solutions existent pour utiliser le surplus de production électrique

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Détail des installations prévues au Creusot / Image : Jimmy.

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

Le boom mondial des SMR face aux enjeux climatiques

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

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Ce n’est pas une nouveauté : le recours aux systèmes de stockage est une des meilleures solutions pour lisser la production d’énergies renouvelables. Au Royaume-Uni, les batteries géantes pallieraient même le sous-dimensionnement de certaines portions du réseau électrique.  

Produire de l’électricité renouvelable, c’est bien, mais pouvoir l’utiliser, c’est mieux. Au Royaume-Uni, un important déséquilibre du réseau électrique entre le nord et le sud entraîne régulièrement le bridage d’éoliennes en Écosse, et l’activation de centrales à gaz en Angleterre ainsi qu’au Pays de Galles. Selon Field, un spécialiste des centrales de stockage par batterie, ces manipulations auraient coûté près de 920 millions de livres sterling, soit plus d’un milliard d’euros, rien que sur l’année 2023. Si rien n’est fait, avec le développement des énergies renouvelables, ce manque à gagner pourrait atteindre 2,2 milliards de livres sterling par an d’ici 2030.

Heureusement, selon Field, la situation pourrait être grandement améliorée grâce au développement de centrales de stockage par batteries qui permettraient de stocker, puis mieux répartir, la production électrique dans le temps. Cette solution réduirait ainsi de 80 % ce coût en limitant le recours au bridage.

Les batteries pour compenser les limites du réseau électrique britannique

Principale cause de cette coûteuse situation : la frontière B6, séparant l’Écosse de l’Angleterre, dont la capacité ne dépasse pas les 6,3 GW. Or, une grande partie des projets de production d’énergies renouvelables du Royaume-Uni se situent en Écosse qui dispose notamment de conditions météorologiques très favorables au développement de l’éolien offshore.

Actuellement, l’Écosse et ses 5,4 millions d’habitants nécessite seulement 4 GW de puissance électrique, mais dispose d’une capacité installée de 17,8 GW, selon le National Grid ESO. En 2030, l’écart pourrait être beaucoup plus grand puisque les besoins de l’Écosse sont estimés à 6 GW pour une capacité totale de production d’électricité de 43 GW. Face à ce constat, si les systèmes de stockage de batterie sont les bienvenus pour permettre de lisser la courbe de production des énergies renouvelables, une augmentation des capacités de transmissions du réseau électrique serait le bienvenu pour assurer plus de souplesse au réseau électrique britannique.

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La troisième vague d’envoi du chèque énergie débute ce mardi 16 avril 2024. Voici la liste des départements qui sont concernés.

Une vingtaine de départements concernés

Le chèque énergie se présente comme une bouffée d’oxygène pour de nombreux foyers français. Pour l’année 2024, 5,6 millions de Français y sont éligibles, et son montant varie de 48 à 277 euros. Cette initiative, mise en place depuis 2018 par le gouvernement, vise à alléger la charge financière des dépenses énergétiques des ménages les plus modestes.

Conçu pour favoriser l’accès à une énergie abordable tout en encourageant la transition énergétique, ce dispositif permet de régler une partie des factures d’énergie du logement, mais aussi de financer des travaux de rénovation énergétique. La prochaine et dernière vague d’envois est prévue du 22 au 25 avril 2024.

Comment utiliser son chèque énergie ?

• Règlement des factures énergétiques : Le chèque peut être utilisé pour payer les factures de gaz, d’électricité, de fioul, de bois, ou tout autre source d’énergie utilisée pour le chauffage.
• Travaux de rénovation énergétique : faites-vous accompagnez par un professionnel reconnu par l’état.
• Paiement en ligne ou directement auprès des fournisseurs : de nombreux fournisseurs acceptent le chèque énergie directement sur leur site internet.

Et si je ne reçois pas mon chèque énergie ?

Pas de panique ! Si votre chèque énergie n’a pas été réceptionné dans les temps prévus, il est conseillé de patienter quelques jours pour tenir compte des délais postaux. Il est également possible de vérifier son éligibilité via le simulateur disponible sur le site officiel chequeenergie.gouv.fr.

En cas de problème persistant, l’assistance utilisateurs est là pour répondre à toutes vos questions via ce numéro : 0.805.204.805 (appel et service gratuits).

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Le flambeau olympique est né ce mardi, à cent jours de la cérémonie d’ouverture des jeux de Paris 2024. Si la flamme n’a pas pu être allumée directement à partir des rayons du soleil en raison de la météo, une astuce a permis d’assurer la tradition millénaire. Le protocole avait prévu l’intermittence de cette énergie renouvelable.

Il y a 2 800 ans, la toute première flamme olympique était allumée grâce au soleil. Les grecs utilisaient le « skaphia », un ancêtre du miroir parabolique actuel, pour concentrer les rayons solaires sur la torche. Ce protocole antique est toujours respecté aujourd’hui, même lorsque le ciel est couvert durant la cérémonie officielle. Le flambeau allumé ce mardi 16 mars à Olympie (Grèce), à cent jours du lancement des jeux de Paris 2024, en a fait l’expérience.

Les rayons solaires n’étant pas suffisamment puissants pour enflammer la mèche en raison de la couverture nuageuse, une flamme de réserve a été utilisée. Cette dernière a été allumée « un jour de beau temps avant la cérémonie officielle » promet un document du Musée Olympique. « De cette manière, même si le ciel est couvert le jour de la cérémonie, la torche peut être allumée à partir de cette flamme conservée dans une lampe de sécurité ».

🔥 La flamme olympique vient de s'allumer à Olympie, avant les Jeux de Paris 2024 cet été. Elle arrivera à Marseille le 8 mai prochain. pic.twitter.com/xlQAgmatPg

— franceinfo (@franceinfo) April 16, 2024

Quelles énergies pour conserver la flamme tout au long de son parcours ?

Faute de système de stockage adapté, l’intermittence de l’énergie solaire a donc été compensée par une autre énergie, probablement du pétrole lampant (kérosène) d’origine fossile, de l’huile végétale ou de l’éthanol, d’origine renouvelable. Des solutions bas-carbone permettraient toutefois de stocker l’énergie solaire emmagasinée précédemment lors de jours ensoleillés. Par exemple, une centrale solaire à concentration reliée à une batterie thermique serait en mesure d’allumer la flamme par mauvais temps. Autrement, des panneaux photovoltaïques pourraient recharger une batterie électrochimique, qui enflammerait ensuite la torche via un arc électrique.

Lors des relais, les différentes torches utilisent généralement des cartouches de gaz de pétrole liquéfié (GPL), d’origine fossile. En France toutefois, le flambeau carburera au biopropane selon le Comité international olympique. Un combustible renouvelable produit à partir d’huiles végétales ou plus rarement de déchets organiques. Entretemps, il aura voyagé en avion (sic) dans une lampe fermée « de type Davy » utilisant du kérosène ou des « hydrocarbures liquides », précisent les règles de l’Organisation de l’aviation civile internationale pour le transport des « flammes symboliques ».

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Les parcs éoliens et centrales solaires se multiplient, mais les centrales à charbon aussi. Du moins, en Chine et en Inde, respectivement premier et troisième plus gros consommateur d’électricité au monde. Ces centrales extrêmement polluantes permettent à ces pays de répondre rapidement à leurs besoins croissants en électricité, mais également à écouler le charbon que la Chine produit. 

On vous en parle ici au quotidien : les énergies renouvelables se développent à grande vitesse. Pas une semaine ne passe sans qu’un nouveau parc éolien, une nouvelle centrale solaire, ou une innovation dans le domaine des renouvelables ne voit le jour. Des records de production à partir d’énergies renouvelables sont régulièrement battus, en particulier en Europe, et le recours aux énergies fossiles pour la production d’électricité est de moins en moins fréquent.

Et pourtant, un rapport publié par le Global Energy Monitor vient remettre en question l’un des narratifs de la transition énergétique planétaire. En 2023, si l’équivalent de 21,1 GW de centrales à charbon ont été mises hors service, on dénombre pas moins de 69,5 GW de nouvelles centrales branchées sur le réseau ! Et ce chiffre ne fait pas valeur d’exception, puisque, depuis 2000, la puissance totale des centrales à charbon dans le monde est passée de 1 068 GW à 2 079 GW. Un chiffre alarmant qui pose question sur les véritables efforts faits à travers le monde sur le sujet.

Document : Global Energy Monitor, traduit et adapté par Révolution Énergétique.

La Chine et l’Inde ruinent les efforts du reste du monde

En y regardant de plus près, on constate rapidement que la répartition de ces nouvelles centrales à charbon dans le monde est très inégale. Dans les pays historiquement développés, comme l’Europe et les États-Unis, la tendance est même clairement à la baisse. Si, en 2000, l’Europe comptait 164,1 GW de centrales à charbon, ce chiffre est passé à 107,1 GW en 2022. Du côté des États-Unis, le constat est encore plus flagrant avec une baisse de 155 GW de capacité de production à partir de charbon. Pour ces pays, on constate une prise de conscience et une direction franche prise à partir de 2015, à la suite des Accords de Paris.

En réalité, la Chine, qui mène pourtant la danse dans la production d’énergies renouvelables et du nucléaire, n’en reste pas moins une très grande consommatrice de charbon. Preuve en est, sur les 20 dernières années, sa capacité de production d’électricité à base de charbon est passée de 189,7 GW à 1 137 GW ! Elle dispose, à elle toute seule, plus de trois fois la puissance de centrales à charbon que l’Europe et les États-Unis réunis.  Cependant, cette situation ne semble pas prête de s’arrêter, puisque 578 GW de centrales à charbon sont en projet dans le monde, dont 70 % en Chine.

L’Empire du Milieu n’est pas le seul à adopter cette trajectoire, puisque l’Inde affiche, dans une moindre mesure, la même tendance. Depuis 2015, le pays a ajouté à son mix énergétique près de 47 GW de centrale à charbon pour un total de 237 GW en 2022.

La Chine construit des centrales à charbons pour que nous n’ayons pas à le faire ?

La Chine nous étonnera toujours par sa démesure. Capable de réaliser les plus grandes installations de production d’énergies renouvelables, elle reste aussi la championne des centrales à charbon pour une raison simple : elle a des besoins colossaux. Parfois qualifiée d’usine du monde, elle assure l’équivalent de 35 % de la production industrielle mondiale. Selon l’économiste américain Richard Baldwin, la Chine produirait davantage que les neuf pays suivants réunis. Elle s’est rendue indispensable dans le domaine de la transition énergétique en devenant, par exemple, le leader mondial de la production de panneaux photovoltaïques.

Outre sa capacité de production industrielle, la Chine s’est également imposée dans l’extraction de minerais, dont certains ont une importance stratégique pour la transition énergétique. Selon une étude du CEPII (Centre d’études prospectives et d’informations internationales), la Chine produit plus de 70 % des matériaux contenus dans les batteries des véhicules électriques.

Ce n’est pas tout. Malgré une volonté affichée de l’Empire du Milieu de décarboner son économie, le pays reste le premier fournisseur de charbon au monde, assurant à lui tout seul la moitié de la production mondiale. Dans la même logique, l’Inde est le second plus grand producteur de charbon au monde. Ainsi, on imagine mal ces pays faire une croix sur une telle source d’énergie, et de profit, du jour au lendemain.

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

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

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

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

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

Empiler jusqu’à 4 batteries associées à 4 panneaux solaires

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

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

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Le Moyen-Orient s’embrase une nouvelle fois. L’attaque de l’Iran sur Israël déstabilise encore un peu plus la région. Des conséquences sur le prix de l’énergie sont à craindre.

Une flambée des prix de l’énergie à venir ?

Le baril de Brent vient de frôler son plus haut niveau annuel, s’approchant dangereusement des 100 dollars. Certes, il s’agit d’une barre psychologique mais elle est importante pour le marché. Cette montée soudaine s’explique principalement par les tensions accrues au Moyen-Orient, notamment à cause des récents affrontements entre l’Iran et Israël. En réponse à ces hostilités, le prix du pétrole connaît une hausse rapide, reflétant l’inquiétude des investisseurs quant à la stabilité de l’approvisionnement en pétrole. Les analystes prévoient une semaine agitée, soulignant l’importance stratégique du détroit d’Ormuz, par lequel transite une part significative du pétrole mondial.

Les actions de l’Iran, incluant la menace de fermeture du détroit d’Ormuz et la saisie de navires, influencent les cours du pétrole. La fermeture de ce passage clé pourrait sévèrement perturber l’approvisionnement mondial en pétrole. De fait, les prix pourraient s’envoler. Les marchés restent attentifs à la suite des événements entre Téhéran et Jérusalem.

Le gaz également sous pression

Les tensions géopolitiques ont aussi des répercussions sur le marché du gaz. Le TTF, principal indice européen du gaz, voit son prix bondir de plus de 7 %. Là aussi, il s’agit d’une réaction immédiate à l’attaque de Téhéran. Cette volatilité reste alimentée par les conflits en Ukraine et les possibles répercussions des affrontements entre l’Iran et Israël. La production de gaz en Israël, essentielle pour plusieurs pays européens via l’Égypte, pourrait être affectée, surtout si les infrastructures gazières israéliennes sont endommagées ou perturbées.

L’impact ne se limite pas seulement à l’approvisionnement immédiat. Les investisseurs et les compagnies énergétiques réévaluent leurs positions et leurs stratégies à long terme, redoutant une instabilité prolongée. Des négociations cruciales sont suspendues et des plans d’expansion sont remis en question. Néanmoins, l’arrivée d’une nouvelle crise de l’énergie semble peu probable pour le moment.

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Tesla est une entreprise américaine très connue pour avoir participé en très large partie à la popularisation du véhicule électrique. Mais Tesla est également très présent sur le segment de l’énergie du bâtiment, notamment celui des batteries domestiques. Posons la question : où ces produits seront-ils disponibles en Europe ?

Tesla commercialise une batterie lithium-ion emblématique, dénommée Powerwall, dont la version 3 est sortie récemment aux États-Unis. Cette batterie est destinée à deux fonctions : stocker l’électricité photovoltaïque d’une part, mais également permettre de continuer l’approvisionnement d’un bâtiment en cas de coupure électrique.

La batterie est vendue avec une capacité unique de 13,5 kWh, mais le système est modulaire, c’est-à-dire qu’il est possible de brancher ensemble jusqu’à 10 unités. La puissance de charge est de 5 kW, tandis que la puissance de décharge peut monter jusqu’à 11,5 kW sur une base continue. Le système est garanti 10 ans, et le constructeur annonce un rendement de 97,5 % concernant le stockage et la restitution de l’énergie solaire. Tout cela est extrêmement intéressant, mais quand le produit sera-t-il disponible en France et en Europe ?

Une situation disparate en Europe

Aujourd’hui, hélas, les solutions de Tesla pour l’énergie domestique ne sont pas disponibles en France. Une visite sur le site du constructeur permet d’accéder à une page sur le Powerwall, mais cette page ne nous propose que de nous abonner pour recevoir les actualités de Tesla.

Capture d’écran du site de Tesla en France le 08/04/2024.

Après vérification, le Powerwall est toutefois bien en vente au Royaume-Uni, et permet de l’acheter pour 5 000 £ (hors taxes, et hors installation), soit 5 859 € au taux actuel.

Capture d’écran du site de Tesla en France le 08/04/2024.

Poursuivons nos investigations, et regardons pays par pays en Europe.

Comparatif des prix du Tesla Powerwall 3 en Europe

n/a * : pas de page sur le Powerwall. Sauf indication contraire, le prix donné n’inclut pas le Gateway.

Nous pouvons constater que le Powerwall est disponible dans certains pays d’Europe, mais pas dans tous. Ainsi, il est disponible au Royaume-Uni, mais pas en Irlande. Il est également commercialisé en Allemagne, en Espagne, en Italie ou au Portugal. Concernant les pays francophones, il n’est pas disponible en France, en Belgique ou au Luxembourg, mais il l’est en Suisse.

Il semble donc que Tesla déploie progressivement son Powerwall en Europe. Nous avons contacté Tesla Europe pour en savoir plus sur son calendrier, mais n’avons obtenu aucune réponse à ce jour. Il ne nous reste donc plus qu’à patienter que Tesla veuille bien communiquer.

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Ils ont les idées, mais pas l’argent ! L’expérience acquise ces dernières années à travers nos différents projets ciblant les entreprises révèle qu’il existe encore un potentiel significatif pour améliorer l’efficacité énergétique au sein de ce groupe cible. Les améliorations de l’efficacité mesurées ont varié de 15% à 35%.

Par Christel Liljegren, directrice de l’Energikontor Syd (Agence de l’énergie du sud de la Suède) et Vice-Présidente pour la Mobilité et les Transports chez FEDARENE, une organisation partenaire de la Semaine européenne de l’énergie durable 2024.

En Suède, l’augmentation des prix de l’énergie à l’automne/hiver 2022 a entraîné une demande croissante pour l’expertise et les connaissances des agences énergétiques et pour la participation à différentes initiatives de soutien. De nombreuses connexions ont été établies avec des entreprises à travers les régions, révélant l’influence des considérations financières sur la volonté de transition. Cette perspicacité est précieuse pour les efforts futurs, notamment lorsque l’impact de la baisse des prix de l’énergie peut entraîner une diminution de l’engagement et de la mise en œuvre de la transition énergétique propre dans les entreprises.

Des initiatives clairement communiquées en matière d’énergie et de climat (durabilité) renforcent la compétitivité dans un environnement commercial marqué par une augmentation des rapports sur la durabilité et une demande croissante pour des chaînes de valeur durables et sans combustibles fossiles. La gestion stratégique de l’énergie sensibilise les entreprises à leur système énergétique, permettant aux PME de minimiser l’utilisation inutile d’énergie, d’optimiser la technologie et de prendre des décisions éclairées concernant les investissements ou les mises à niveau—résultant en une réduction des coûts énergétiques pour le développement commercial ou le profit. Cette compréhension de leur système énergétique permet aux entreprises de s’adapter rapidement aux changements opérationnels, aux coûts croissants ou aux événements imprévus.

Recommandations recueillies auprès de petites et moyennes entreprises de notre région à l’intention des décideurs politiques :

• Créer des incitations et établir des systèmes d’incitation pour que les PME participent aux initiatives d’efficacité énergétique, visant à renforcer l’implication et la performance. Une communication claire sur les économies et la motivation est cruciale.
• Reconnaître l’importance des audits énergétiques en offrant un soutien et des subventions pour que les entreprises engagent des experts. Souligner la réduction des postes énergétiques coûteux et encourager le passage à des alternatives durables.
• Soutenir les entreprises dans la gestion stratégique de l’énergie en établissant des organisations internes et en nommant des gestionnaires d’énergie. Fournir des ressources et des incitations pour renforcer les structures internes.

L’efficacité énergétique est cruciale pour les petites et moyennes entreprises, pilier de nombreuses économies de l’Union européenne. L’adoption de pratiques énergétiquement efficaces renforce la compétitivité et réduit les coûts opérationnels de ces entreprises, essentiel dans un paysage commercial dynamique avec des budgets serrés. Alors que l’UE se concentre sur la durabilité et le changement climatique, les entreprises qui priorisent l’efficacité énergétique s’alignent sur les réglementations et les tendances du marché, contribuant à la fois à la durabilité environnementale et à la résilience financière. Reconnaître cette importance est clé pour le rôle continu des entreprises dans les économies de l’UE. Les agences énergétiques régionales, en collaboration avec les municipalités et les régions, jouent un rôle crucial en tant qu’acteurs de changement dans la conduite des efforts d’adaptation au climat, soutenant les entreprises dans ces entreprises.

Liens utiles :

Christel Liljegren est directrice générale de l’Agence de l’énergie du sud de la Suède (Energikontor Syd). Tout au long de sa carrière, Christel a travaillé sur différents projets de durabilité – de la gestion stratégique des déchets aux projets de comportement énergétique, et bien d’autres. Depuis 2011, elle travaille à l’agence énergétique et occupe le poste de PDG depuis 2017. Christel est membre du conseil d’administration d’Energikontoren Sverige, l’association nationale des agences régionales d’énergie suédoises, et vice-présidente pour la mobilité et les transports chez FEDARENE.

FEDARENE (Fédération européenne des agences et régions pour l’énergie et l’environnement) est la voix collective sur la transition énergétique pour les régions et les agences énergétiques locales/régionales. Les membres de FEDARENE impulsent la transition énergétique et l’action climatique dans leurs territoires à travers le développement de politiques ambitieuses et des actions de facilitation stratégique.

Avertissement : Cet article est une contribution d’un partenaire. Tous droits réservés. Ni la Commission européenne, ni aucune personne agissant au nom de la Commission n’est responsable de l’utilisation qui pourrait être faite des informations contenues dans l’article. Les opinions exprimées sont celles de l’auteur(s) uniquement et ne doivent pas être considérées comme représentatives de la position officielle de la Commission européenne.

Cet article est publié dans le cadre de la Semaine européenne de l’énergie renouvelable dont EconomieMatin et l’Energeek sont partenaires. L’article a été traduit par l’IA avec relecture humaine. Vous trouverez également la version originale sur EconomieMatin ici.

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

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

La décarbonation du mix électrique passera par le nucléaire en Pologne

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

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

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

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

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

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

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

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

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Alors que les premiers parcs éoliens arrivent en fin de vie, la question de l’après se pose. Et de plus en plus, les ingénieurs envisagent de réexploiter les sites pour produire plus d’électricité avec moins d’éoliennes.

Dans l’histoire d’un parc éolien, il arrive immanquablement un moment où il faut envisager l’après. Trois options s’offrent alors : le changement de quelques pièces ou d’une ou deux éoliennes, le démantèlement pur et simple ou la nouvelle vie. Le « repowering », disent les experts. Une opération qui consiste à remplacer les vieilles générations d’éoliennes par de nouvelles. Et c’est ce que le parc éolien de Brazos, situé dans l’ouest du Texas, vient de vivre.

En 2003, ce ne sont pas moins de 160 éoliennes qui ont été mises en service sur ce site de quelque 40 kilomètres carrés. Des éoliennes de 1 MW destinées à alimenter environ 30 000 foyers. Mais 20 ans plus tard — c’est la durée de vie typique d’une telle installation —, Shell USA, l’exploitant du parc, a décidé d’y mener une opération de repowering. Il a remplacé les éoliennes vieillissantes par de nouvelles. Plus grandes et plus efficaces. Sur le site, désormais, il n’y a plus que 38 éoliennes Nordex de 5 MW chacune. Résultat, un parc qui a vu sa puissance monter à quelque 180 MW avec la capacité annoncée d’alimenter environ 67 000 foyers.

Des opérations de repowering en Europe

L’idée n’est pas nouvelle. Les ingénieurs savent en effet qu’en 20 ans, la puissance moyenne d’une éolienne est passée de 1 à 3 MW. Les capacités de production ont augmenté. Sur l’île de La Réunion, TotalEnergies a procédé au repowering du parc de Sainte-Suzanne. Les 37 éoliennes de 275 kW chacune ont été remplacées par seulement 9 éoliennes de 2,2 MW. De quoi presque doubler la puissance installée. Un projet semblable est prévu pour le parc de Sainte-Rose.

Plus largement, ENGIE, par exemple, le quatrième opérateur éolien en Europe, étudie actuellement l’opportunité pour une cinquantaine de ses parcs — sur 400 — sur notre continent. RWE, de son côté, travaille au repowering de trois parcs éoliens en Basse-Saxe et en Rhénanie du Nord-Westphalie (Allemagne) avec pour objectif de presque doubler la capacité installée pour passer de quelque 37 MW à un peu plus de 73 MW. Et surtout, de quasiment tripler la production de ces sites.

Moins d’éoliennes pour plus d’électricité, ça marche

Il y a quelques mois, le Berkeley Lab confirmait l’intérêt du repowering. Il pourrait permettre de diminuer le nombre d’éoliennes sur les parcs de 60 % tout en faisant grimper la capacité installée de plus de 10 % et la production annuelle d’électricité de quelque 60 %. Le tout, grâce à des modèles de turbines plus efficaces, des rotors plus grands capables de capter plus de vent.

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