Les parcs éoliens offshore de grande taille ont du plomb dans l’aile depuis plusieurs mois. Dernier exemple en date : le projet britannique Hornsea 4 et ses 2,4 GW vient d’être annulé. 

Il n’atteindra pas les 7,8 GW de puissance installée, du moins pas tout de suite. Le cluster Hornsea, composé de deux parcs éoliens déjà en service et d’un troisième en construction, est à ce jour le plus grand site éolien en mer mondial. Le parc devait compter une quatrième extension de 2,4 GW, mais celle-ci ne verra finalement pas le jour, faute de rentabilité.

Actuellement, le parc éolien Hornsea comporte 3 phases distinctes :

• Hornsea 1, composé de 174 éoliennes pour 1218 MW, a été mis en service en 2020,
• Hornsea 2, composé de 165 éoliennes pour 1386 MW, a été mis en service en 2022,
• Hornsea 3, composé de 231 éoliennes pour 2900 MW, est en cours de construction et devrait être mis en service d’ici 2027.

Carte des différentes phases du projet éolien offshore Hornsea / Image : Orsted.

La quatrième tranche de ce projet a été attribuée, en septembre dernier, à Orsted par le gouvernement britannique. Mais après neuf mois de développement, le géant dannois a décidé de renoncer au projet dans sa forme actuelle. Pour expliquer cette décision, le groupe a notamment cité la hausse des coûts des chaînes d’approvisionnement ainsi que la hausse des taux d’intérêt. Ces deux facteurs clés ont grandement altéré la rentabilité visée par Orsted sur ce projet. Espérant une évolution de la situation, Orsted conserve tout de même Hornsea 4 dans son portefeuille de projets.

Un cas loin d’être isolé

Le cas de figure rencontré par Orsted est loin d’être anodin. En réalité, tous les acteurs de l’éolien en mer sont confrontés aux mêmes contraintes. Dès 2023, Vattenfall et Iberdrola ont été contraints d’annuler des projets avec Norfolk Boreas, d’une puissance projetée de 1,4 GW, et Park City, d’une puissance de 804 MW. Plus récemment, Vattenfall a également dû interrompre le développement du projet suédois Kriegers Flak pour cause de conditions d’investissement non viables.

Enfin, l’hostilité de Donald Trump envers parcs éoliens offshore a également sérieusement entamé le développement de certains projets. BP a, ainsi, été contraint de revendre ses projets Empire 1 et 2 à Equinor, tout en annulant, en février, la demande de raccordement du parc Beacon Wind, situé au large de New York.

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Le patron des patrons hausse le ton sur la question du prix de l’électricité. Devant la commission des Affaires économiques du Sénat, mardi 7 mai, Patrick Martin, président du Medef, a jugé qu’un « bon prix » de l’électricité pour les entreprises énergo-intensives devait se situer à « maximum 50 €/MWh », inférieur au coût de production nucléaire estimé par la CRE.

Auditionné par la commission des Affaires économiques du Sénat le 7 mai, le président du Medef Patrick Martin a estimé que le tarif acceptable pour les entreprises électro-intensives ne devait pas dépasser 50 euros le mégawattheure (€/MWh). Une référence inférieure au coût de production du nucléaire d’EDF, estimé à 60 €/MWh pour la période 2026-2030 par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

Baisser les prix de l’électricité et contractualiser

Selon Patrick Martin, « l’impact du prix de l’énergie sur la réindustrialisation ou l’attractivité du territoire est absolument évident ». Or, malgré la baisse des prix sur les marchés, « on n’en est pas là aujourd’hui », regrette-t-il. Il appelle donc à une avancée rapide dans les discussions entre l’État et EDF sur les futurs contrats de long terme, censés garantir un prix stable aux entreprises à partir de 2026. Jusqu’ici, le Medef n’avait pas pris de position officielle sur ce dossier. Désormais, le mouvement des patrons alerte : « beaucoup d’investissements de la part de ces entreprises sont suspendus ou sont transférés » à l’étranger à cause des prix élevés de l’électricité.

Selon la quatrième phase de l’enquête énergie du Medef, publiée en mars 2024, 53 % des entreprises déclaraient payer l’électricité à plus de 180 €/MWh, et 18 % dépassent même les 280 €/MWh, en particulier parmi les PME. Les entreprises ayant signé des contrats pendant le pic de la crise énergétique restent en difficulté, malgré un repli récent des prix. Elles se montrent surtout inquiètes de la hausse structurelle du coût de l’énergie et du manque de visibilité à moyen terme.

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On connaissait l’intérêt de Google vis-à-vis des mini réacteurs nucléaires SMR. Le géant américain vient de montrer qu’il croyait également au nucléaire plus conventionnel, en finançant le développement de grandes centrales.

Google continue d’investir dans le nucléaire. Après un récent accord signé avec Kairos Power, pour l’installation de 6 à 7 mini réacteurs nucléaires SMR, le géant américain vient d’accepter de financer les premiers stades de développement de trois nouveaux sites nucléaires, portés par Elementl Power. Si aucun élément n’a été officialisé sur le montant de l’investissement, ou la localisation des trois sites, on sait que chacune des centrales aurait une puissance d’au moins 600 MW. Dans le cadre de cet accord, Google bénéficie d’une option d’exploitation commerciale une fois les sites opérationnels.

Pour l’heure, Elementl Power, qui a été fondée en 2022, n’a encore aucun site à son actif, et n’a pas annoncé de choix en matière de technologie de réacteur. L’entreprise se laisse donc la possibilité de choisir la technologie la plus avancée au démarrage de la construction. L’entreprise vise la mise en service de 10 GW de centrales nucléaires sur le réseau américain d’ici 2035.

Le nucléaire, porté par les géants de l’IA

Cette nouvelle témoigne, une nouvelle fois, de l’engouement des GAFAM pour l’énergie issue du nucléaire. Avec le développement massif de l’intelligence artificielle, les géants de la tech se sont lancés dans une course contre-la-montre pour augmenter les capacités de production d’énergie. Récemment, Jack Clark, le co-fondateur de la société Anthropic, spécialisée dans l’intelligence artificielle, a indiqué que pour suivre la croissance de l’IA, il faudrait pas moins de 50 GW de puissance électrique supplémentaire d’ici 2027.

Néanmoins, pour faire face à ces besoins grandissants, pas question d’avoir recours aux énergies fossiles. Les géants du numérique s’emploient donc, un à un, à multiplier les investissements dans la production d’énergie décarbonée, et en particulier celle issue du nucléaire. Ainsi, Microsoft vient de s’approprier la future production électrique du réacteur n° 1 de la centrale Three Mile Island, tandis qu’Amazon s’apprête à construire l’un de ses data center à proximité directe d’une centrale nucléaire, et vient d’investir 500 millions de dollars dans une startup spécialisée dans les SMR.

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Elles ressemblent à s’y méprendre aux traces laissées par les gastéropodes : mais attention, il n’en est rien. Les snail trails, ces marques visibles sur les cellules de certains panneaux solaires, témoignent d’une défaillance susceptible de dégrader leur capacité de production et leur durée de vie.

Les panneaux solaires sont parfois victimes d’un phénomène aussi discret qu’insidieux : les traînées d’escargot ou snail trails en anglais. Derrière ce nom poétique se cache un véritable problème technique qui peut compromettre à la fois l’efficacité énergétique et l’esthétique des modules photovoltaïques.

Apparaissant sous forme de fines lignes sombres serpentant à la surface des panneaux, ces traînées évoquent les traces laissées par un escargot. Mais leur origine est bien moins anodine. Elles résultent de microfissures dans les cellules photovoltaïques, où l’humidité et l’oxygène s’infiltrent progressivement. Exposées à la chaleur, aux rayons UV et à l’humidité ambiante, ces microfissures deviennent le théâtre de réactions chimiques. Des nanoparticules d’argent issues du circuit électrique migrent et réagissent avec l’encapsulant, une matière plastique protectrice, entraînant une décoloration visible à l’œil nu. Dans certains cas extrêmes, le phénomène peut même causer une perforation du panneau de part en part.

Privilégier les panneaux de qualité et faire jouer la garantie

Au-delà de leur impact visuel, ces marques traduisent une dégradation du rendement énergétique. L’électricité générée peut localement chauffer les fissures, accélérant la détérioration des matériaux internes comme l’EVA (acétate de vinyle-éthylène). Ce processus de vieillissement prématuré peut débuter quelques mois après l’installation ou se manifester plusieurs années plus tard, affectant des panneaux issus de nombreux fabricants à travers le monde.

Pour se prémunir contre ce phénomène, les experts recommandent de privilégier des panneaux utilisant des matériaux d’encapsulation de qualité, résistants à l’humidité, et de manipuler les panneaux avec soin afin d’éviter toute fissure durant l’installation. N’hésitez pas à faire jouer la garantie si vous constatez la présence de ces trainées sur vos panneaux.

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Presque deux ans après le début du chantier, le parc éolien offshore situé au large de Noirmoutier et de l’île d’Yeu s’apprête à recevoir ses premières éoliennes. Si tout se passe comme prévu, sa mise en service devrait être effective avant la fin de l’année 2025.

En voyant le « Vole au vent » aussi chargé, difficile d’imaginer qu’il va parcourir plus de 50 km en mer pour permettre l’installation des premières turbines du parc « Éoliennes en Mer Îles d’Yeu et de Noirmoutier ». Le navire à, en effet, quitté la plateforme logistique de 14,5 hectares située à Saint-Nazaire, avec à son bord 4 mâts, 4 turbines et 12 pâles. Une fois sur site, les éoliennes devraient directement être installées par le navire auto-élévateur.

Au total, celui-ci devrait réaliser 15 allers-retours similaires pour installer les 61 éoliennes de 8 MW. Ocean Winds, actionnaire majoritaire de la société EMYN dédiée au parc Yeu-Noirmoutier, revendique 90 à 95 % de contenu européen sur ce projet. Les turbines et les pales ont été assemblées au Havre par Siemens Gamesa, tandis que les mâts ont été fabriqués par Haizea Breizh, à Bilbao. Certains composants sont même fabriqués à la Bruffière, en Vendée.

Une mise en service prévue pour novembre 2025

Ocean Winds espère une mise en service des 496 MW du parc dès le mois de novembre 2025. Mais pour atteindre cet objectif, il va falloir maintenir une cadence de travail élevée, car il reste beaucoup à faire. Depuis l’installation de la sous-station, en juin 2024, la réalisation des fondations, de type monopieu, bat son plein. À ce jour, 41 d’entre elles sont terminées.

Le raccordement électrique avance aussi : 24 des 61 câbles inter-éoliens du projet ont déjà été posés. De son côté, RTE vient d’annoncer avoir mis à disposition de la société EMYN la première des deux liaisons de raccordement électrique. La mise à disposition définitive devrait avoir lieu d’ici quelques semaines. Pour rappel, le parc sera raccordé au réseau électrique national par le biais d’une double liaison à très haute tension à 225 000 volts, d’une longueur totale de 56 km, dont 27 km de liaison sous-marine. Le parc devrait produire l’équivalent de la consommation de 800 000 habitants par an.

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Estimée à 25 milliards d’euros en 2016, la facture du projet Cigéo pourrait finalement être comprise entre 26 et 37 milliards d’euros. Cette nouvelle estimation doit désormais être arbitrée par le gouvernement avant la fin de l’année 2025.

Le projet Cigéo, qui consiste à stocker les déchets nucléaires les plus dangereux à 500 m de profondeur, continue de se concrétiser, doucement, mais sûrement. Alors que l’Agence de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) a jugé satisfaisante la sûreté du futur site de stockage profond des déchets nucléaires, l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (Andra) vient de rendre sa copie mise à jour, concernant le chiffrage du projet. C’était à prévoir : la facture sera plus salée que prévu. En préambule de ce nouveau chiffrage, l’Andra a rappelé la difficulté d’un tel exercice. Il s’agit, en effet, d’évaluer le coût de construction, d’exploitation et de démantèlement du projet sur une période de plus de 150 ans !

L’estimation de ces coûts, reposant sur une période allant de janvier 2016 à l’horizon 2170, est comprise entre 26,1 et 37,5 milliards d’euros. L’écart compris entre l’estimation haute et l’estimation basse est notamment lié à des incertitudes sur le niveau de la fiscalité pour toute la durée du projet. L’Andra annonce ainsi un écart de 7,4 milliards d’euros sur ce point, entre l’hypothèse haute et l’hypothèse basse. En parallèle, l’Andra a prévu une enveloppe de provisions située entre 0,5 et 1,9 milliard d’euros pour couvrir les risques et aléas associés à la réalisation de la construction initiale. Celle-ci a ainsi été estimée entre 7,9 et 9,6 milliards d’euros.

1 à 2 % du coût total de la production électrique d’origine nucléaire

Si la responsabilité des installations de stockage des déchets radioactifs est portée par l’Andra, leur financement est à la charge des producteurs de déchets radioactifs, à savoir EDF, le CEA et Orano. De ce fait, les trois établissements prévoient des enveloppes financières. Dès le début du projet, engagé en 2006, il a été décidé que le financement du site et de son exploitation devait être assuré dès aujourd’hui pour ne pas reporter cette charge sur les générations futures. Si l’enveloppe est colossale, elle ne représente que 1 % à 2 % du coût total de la production électrique d’origine nucléaire associée.

D’abord espérée entre 2035 et 2040, la première livraison de déchets radioactifs devrait finalement avoir lieu à l’horizon 2050. Sa phase d’exploitation devrait donc durer un siècle. Une fois les 80 000 mètres cubes de déchets radioactifs stockés, le site sera démantelé, puis fermé. Si le volume colossal, la moitié de ces 80 000 mètres cubes ont déjà été produits, et les capacités de stockage de Cigéo ne prennent pas en compte les besoins liés aux futurs EPR 2.

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Après avoir célébré ses trente ans l’année dernière, la centrale nucléaire de Daya Bay en Chine vient de fêter ses 1 000 térawattheures (TWh) de production. Autre fait intéressant : cette installation, qui est la plus vieille du pays, porte une part d’ADN français.

Située à Shenzhen, dans la province du Guangdong, la centrale nucléaire de Daya Bay a ainsi atteint le seuil du pétawattheure (PWh), soit 1 000 térawattheures (TWh) après 31 ans d’exploitation. Bien sûr, ce chiffre n’est quasiment rien face à l’immense besoin électrique de la Chine, qui consomme presque 10 000 TWh d’électricité en seulement un an. Mais ce cap est symbolique pour cette centrale qui exploite les tout premiers réacteurs nucléaires installés dans le pays. En France, par exemple, seules les centrales de Gravelines, du Tricastin et du Blayais dépassent le pétawattheure à ce jour.

L’annonce a été faite par le géant China General Nuclear Power Group (CGN). Ces 1 000 TWh, explique le groupe, correspondraient à 300 millions de tonnes de charbon économisées. Avec une puissance installée de 6 GW, la centrale aura également permis d’éviter l’émission de plus de 800 millions de tonnes de CO₂.

Des technologies françaises importées en Chine

La centrale nucléaire de Daya Bay figure parmi les plus grands regroupements de réacteurs à eau pressurisée (REP) en Chine, voire dans le monde. Il dénombre six unités, dont les deux premières sont issues directement d’une collaboration franco-chinoise. En effet, lorsqu’elle se lançait dans le nucléaire dans les années 80, la Chine évaluait les programmes nucléaires mondiaux, et avait conclu que celui de la France était le plus réussi alors que celle-ci était en train de construire une trentaine de réacteurs. Pékin s’est ainsi tourné vers EDF, qui a su y apporter la technologie et le savoir-faire français.

Deux premiers réacteurs de 985 MW unitaires ont été ainsi construits à Daya Bay et mis en service en 1994. Leur production était en grande partie destinée à approvisionner Hong Kong qui se situe à environ 50 km du site. Entre 2002 et 2003, deux réacteurs supplémentaires de 985 MW ont été mis en service. Ceux-ci appartiennent à la centrale de Ling Ao I, une extension de Daya Bay. Neuf ans plus tard, la deuxième phase de Ling Ao, composée de deux nouveaux REP de 1080 MW chacun, a été branchée au réseau.

Compte tenu de leur âge, ces réacteurs devraient poursuivre leur activité encore plusieurs années. D’autant que des centaines de mises à niveau auraient été apportées afin d’améliorer leur fiabilité et leur sécurité. Selon CGN, la centrale a même commencé à intégrer l’intelligence artificielle pour optimiser ses opérations nucléaires.

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Pour prévoir la production solaire photovoltaïque d’une région au fil des mois, il faut savoir prévoir sa météo. Mais pas seulement, préviennent aujourd’hui des chercheurs. Car les poussières qui nous arrivent du Sahara pourraient jouer un rôle non négligeable en la matière.

Le solaire photovoltaïque est parmi les énergies qui se développent actuellement le plus rapidement dans le monde. Entre 2018 et 2023, la capacité de production mondiale a tout simplement triplé. Et l’Agence internationale de l’énergie (AIE) prévoit que le solaire deviendra la première source d’énergie renouvelable avant 2030. L’Europe suit le mouvement. En 2023, notre vieux continent a installé quelque 45 % de plus de capacité de production photovoltaïque qu’en 2022. Le tout pour lutter contre le réchauffement climatique, bien sûr, mais aussi pour atteindre des objectifs fixés de sécurité énergétique.

D’innombrables grains de sable dans les rouages

Mais la contribution de l’énergie solaire à ces objectifs pourrait bien devoir être revue à la baisse. En cause, un phénomène inattendu et qui semble vouloir se produire toujours plus souvent et de manière plus intense. Une équipe internationale vient en effet de calculer l’effet que les poussières venues du Sahara pourraient avoir sur la production photovoltaïque en Europe. Et selon eux, cet effet serait non négligeable. Les dizaines de millions de tonnes de sable saharien qui atteignent notre ciel chaque année non seulement limitent la production d’électricité solaire, mais la rendent aussi moins prévisible. Parce que ces particules ont la fâcheuse tendance à diffuser et absorber la lumière solaire, à réduire l’irradiance à la surface et même à favoriser la formation de nuages.

« Il existe un besoin croissant de méthodes de prévision dynamiques prenant en compte à la fois les facteurs météorologiques et minéralogiques », explique György Varga, chercheur du Research Centre for Astronomy and Earth Sciences (Hongrie) impliqué dans les travaux. « Sans elles, le risque de sous-performance et d’instabilité du réseau ne fera qu’augmenter à mesure que le solaire prendra une place croissante dans notre mix énergétique. »

Des effets atmosphériques et physiques

D’autant que ces effets atmosphériques ne sont pas les seuls induits par l’arrivée en Europe de poussières du Sahara. Du sable qui se dépose sur les panneaux solaires, c’est forcément une production amoindrie. Et à plus long terme, une érosion susceptible d’endommager le système. Avec à la clé, une baisse de l’efficacité des panneaux et une hausse des coûts de maintenance.

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Le Conseil d’État chinois vient d’autoriser la construction de dix nouveaux réacteurs nucléaires. Pour la quatrième année consécutive, Pékin autorise le lancement d’au moins une dizaine de nouveaux chantiers nucléaires.

Fin 2024, le parc nucléaire chinois affichait plus de 444 TWh d’électricité produite sur l’année. Ce volume devrait bientôt croître rapidement étant donné les nombreux projets en cours et les nouvelles autorisations. Il y a huit mois à peine, plusieurs entreprises ont obtenu le feu vert pour lancer la construction de onze nouveaux réacteurs. Plus récemment, le Conseil d’État chinois, présidé par le Premier ministre Li Qiang, a approuvé la mise en chantier de dix autres unités. À ce rythme, la Chine deviendra sans doute un leader mondial en la matière.

Dix réacteurs répartis sur cinq sites

Les dix nouveaux réacteurs seront répartis sur cinq différents sites exploités par plusieurs entreprises, dont certaines ont déjà entamé les travaux préparatoires. Huit réacteurs seront de type Hualong One, le modèle phare chinois, tandis que les deux autres seront des CAP1000, une version chinoise du modèle américain AP1000. Ces projets représentent au total un investissement de plus de 27 milliards de dollars. Voici la répartition des réacteurs par centrale.

La centrale de Xiapu accueillera ainsi ses premiers réacteurs de troisième génération. Cependant, deux réacteurs à neutrons rapides refroidis au sodium (CFR-600) y sont déjà en construction.

Bientôt la première puissance nucléaire ?

En matière de transition énergétique, la Chine s’est déjà positionnée comme le leader mondial des énergies renouvelables. Elle est désormais en passe de devenir également la première puissance nucléaire de la planète. Le pays exploite actuellement 58 réacteurs d’une puissance cumulée d’environ 61 GW. En prenant en compte les unités en construction ou récemment approuvées, cette puissance atteint 113 GW déployés par 102 réacteurs, selon le Rapport sur le développement de l’énergie nucléaire en Chine 2025. Avec les nouveaux projets lancés, la Chine sera la seule nation à exploiter plus de cent réacteurs d’ici 2030. D’ici là, elle se classera ainsi au premier rang mondial, d’après le rapport.

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Dans une lettre publiée fin avril, l’ESMC alerte sur la vulnérabilité des onduleurs solaires connectés, en particulier ceux fabriqués en Chine. L’organisation appelle à des mesures urgentes pour préserver les panneaux solaires des cyberattaques.

L’European Solar Manufacturing Council (ESMC) a lancé, le 30 avril, une alerte sur les risques de cybersécurité posés par les onduleurs solaires connectés, en particulier ceux d’origine chinoise. L’organisation représentant les industriels européens du photovoltaïque appelle à une évaluation des risques posés par les fabricants chinois d’onduleurs solaires et d’interdire ceux à haut risque de s’y connecter.

Dans une lettre officielle, l’ESMC s’inspire de la boîte à outils européenne de sécurité 5G pour plaider en faveur d’une approche coordonnée entre États membres. Selon elle, la souveraineté énergétique européenne est en jeu, car les onduleurs solaires, permettant la conversion du courant continu en alternatif, nécessitent souvent une connexion internet pour les mises à jour logicielles et le monitoring à distance.

Interdire l’accès à distance aux onduleurs

Ce lien numérique est donc une faille potentielle du point de vue de la cybersécurité. Des chercheurs et hackers ont démontré à plusieurs reprises que ces équipements peuvent être manipulés à distance. En janvier dernier, un pirate informatique montrait, preuves à l’appui, qu’il était capable de prendre le contrôle de milliers d’onduleurs installés en Europe. Une telle attaque pourrait désorganiser la production électrique ou créer une instabilité sur le réseau.

L’ESMC cible notamment Huawei, poids lourd chinois de l’électronique et grandement impliqué dans le secteur solaire. Elle cite l’exemple de la Lituanie qui a déjà interdit l’accès à distance aux dispositifs solaires, éoliens et de stockage par des pays jugés comme une menace après une cyberattaque contre l’entreprise nationale d’électricité. Cette alerte est dans la continuité de la prise de position de SolarPower Europe, favorable à une limitation stricte des connexions à distance depuis des territoires extérieurs à l’UE.

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À l’occasion du salon Intersolar à Munich, la start-up Carbon a présenté son premier prototype de panneau photovoltaïque. Il préfigure le lancement du chantier de l’usine pilote, puis de la giga-usine prévue à Fos-sur-Mer, destinée à produire lingots, cellules et panneaux solaires.

Carbon a dévoilé sa première gamme de panneaux photovoltaïques, qui sera fabriquée dans une usine française. Baptisée Carbon One, cette gamme de trois modèles vise à répondre aux besoins des particuliers comme des grands producteurs photovoltaïques. L’entreprise prévoit une mise sur le marché progressive, avec deux premiers modèles réservés aux « petits » projets résidentiels et tertiaires, dès 2026. Un module de plus grande capacité, destiné à des projets d’envergure, complètera la gamme en 2027.

Le développement des panneaux a été mené en collaboration avec le Commissariat à l’énergie atomique (CEA), qui a apporté son expertise pour la conception des modules et leur préqualification, explique Carbon. Des tests de vieillissement accéléré ont été réalisés afin de préparer la phase de certification, condition indispensable à la commercialisation.

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Une gamme de panneaux solaires made in France

La production des panneaux démarrera dans l’usine pilote Carbon One, en France, mais dont la localisation sera précisée prochainement. Cette première unité disposera d’une capacité annuelle de 500 MW. Carbon indique que la majorité des composants seront sourcés en Europe, bien que certains éléments continueront d’être importés, notamment d’Asie. L’entreprise a par ailleurs réaffirmé son ambition de relocaliser progressivement l’ensemble de sa chaîne d’approvisionnement en Europe.

Pour financer ce projet industriel, Carbon a lancé au printemps 2025 une campagne de financement participatif qui a permis de lever trois millions d’euros auprès de plus de 2 300 investisseurs, dépassant largement l’objectif initial. La construction de cette première usine constitue une étape vers la mise en service, prévue fin 2027, d’une gigafactory à Fos-sur-Mer qui maîtrisera l’ensemble de la chaîne de fabrication.

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Était-ce la goutte d’eau de trop, qui pourrait faire repasser l’Espagne du côté nucléaire des énergies décarbonées ? Si, pour le moment, la position officielle du gouvernement espagnol n’a pas changé, le récent black-out ranime des tensions dans le pays au sujet de la fermeture des centrales nucléaires. 

À l’heure actuelle, les causes du blackout, qui a secoué l’Espagne la semaine dernière, ne sont pas encore connues. Pourtant, dans le débat public, chacun y va de sa solution pour que cette situation ne se reproduise pas. C’est dans ce contexte que le sujet du nucléaire refait surface. Le pays a, en effet, prévu une sortie du nucléaire avec la fermeture progressive des centrales du pays, en commençant par celle d’Almaraz. Cette centrale, composée de deux réacteurs de 1 045 MW, produit l’équivalent de 8 % de la consommation annuelle du pays et est considérée comme parfaitement fonctionnelle, notamment grâce à des investissements réguliers.

Pourtant, selon le programme officiel signé en 2019 par l’Espagne, ces deux réacteurs devraient être fermés en 2027 et 2028. Du côté de l’opposition comme du côté de l’exploitant de la centrale, on voit l’arrêt de ces deux réacteurs d’un mauvais œil. Selon ces derniers, cette fermeture priverait le pays d’une source d’électricité fiable et pilotable.

Un changement de cap à l’échelle européenne ?

De l’autre côté des Pyrénées, la sortie du nucléaire a été évoquée dès la fin des années 2000, avant d’être actée par le biais d’un programme officiel en 2019. Néanmoins, entre-temps, le monde a changé et le nucléaire a bénéficié d’un regain de popularité partout en Europe. Ainsi, la Belgique qui souhaitait sortir du nucléaire, a décidé de faire volte face et de prolonger ses deux derniers réacteurs Tihange 3 et Doel 4 jusqu’en 2045. La Suède et les Pays-Bas souhaitaient également sortir du nucléaire, mais ont finalement changé d’avis. Même l’idée de relancer le nucléaire fait son chemin en Allemagne.

À l’échelle de l’Espagne, la situation pourrait ainsi changer. D’ailleurs, la plus farouche opposante espagnole au nucléaire, Teresa Ribera, affiche désormais une position nettement plus nuancée qu’auparavant. Si elle a été instigatrice du programme de sortie du nucléaire, en tant que ministre de la Transition écologique, elle prône désormais le pragmatisme en tant que vice-présidente de la Commission Européenne.

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Alors que les énergies renouvelables intermittentes se développent rapidement, les marchés de l’électricité voient se multiplier les épisodes de prix spot négatifs. Une situation inédite qui ne touche pas seulement les producteurs éoliens et solaires. Les petites centrales hydroélectriques, dont l’arrêt et le démarrage est plus contraignant, doivent parfois produire même quand ça leur est économiquement défavorable.

Les petits producteurs d’hydroélectricité font face à un défi inattendu : la multiplication des prix spot négatifs sur les marchés de l’électricité. L’un d’entre eux, SERHY, alerte sur le phénomène. « Si cela peut sembler bénéfique pour les consommateurs, c’est une véritable contrainte pour les exploitants de centrales hydroélectriques » explique l’entreprise, à travers les réseaux sociaux. En cause, la montée en puissance des énergies renouvelables intermittentes, comme le solaire et l’éolien, qui bouleversent les équilibres en produisant aux moments où la demande est faible.

Car, contrairement à d’autres filières, l’hydroélectricité ne peut pas toujours s’arrêter de produire. Certaines centrales doivent respecter des débits réservés imposés par la réglementation environnementale. D’autres ont des capacités de stockage limitées dans les retenues amont, ou ne peuvent simplement pas se permettre des arrêts et démarrages répétés en raison de contraintes techniques. Toutes les centrales hydroélectriques ne sont pas flexibles.

Lors de prix négatifs, il faut payer pour produire

« Quand le prix spot devient négatif, produire peut coûter très cher : les producteurs sont contraints de payer des pénalités pour injecter de l’électricité sur le réseau ! » prévient SERHY. Pour y faire face, les exploitants doivent affiner leurs prévisions, disposer d’outils de pilotage en temps réel et assurer une surveillance continue des marchés – y compris la nuit, les week-ends et les jours fériés. Le redémarrage de groupes après un arrêt peut par ailleurs générer des risques techniques, voire une usure prématurée des installations, selon l’entreprise basée en Occitanie.

« Il est urgent d’adapter nos outils de soutien pour que l’hydroélectricité, énergie souple et pilotable, ne devienne pas la variable d’ajustement d’un système qui la pénalise de manière croissante » commente Jean-Marc Levy, le secrétaire général du syndicat France hydro électricité. Le représentant prend pour exemple une centrale de 999 kW qui aurait été contrainte de s’arrêter 124 heures sur un peu plus d’un mois, en raison d’épisodes de prix négatifs. L’exploitant aurait ainsi perdu 19 % de son chiffre d’affaires, en bridant de 79 MWh sa production.

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ℹ️ Contenu promotionnel pour Beem

Face à la flambée des prix de l’électricité et à la nécessité de réduire notre dépendance aux énergies fossiles, l’énergie solaire est une des solutions les plus plébiscitées. C’est dans ce contexte que Beem Energy, une entreprise nantaise spécialisée dans les panneaux solaires et batteries résidentielles, propose une de ses innovations : la Beem Battery. Modulaire, connectée et simple à installer, cette batterie permet notamment d’autoconsommer la totalité de sa production photovoltaïque

Dévoilée fin 2024, la Beem Battery se décline en trois capacités de stockage : 6,6 kWh, 10 kWh et 13,4 kWh. Cette modularité permet à chaque utilisateur d’ajuster son installation à la taille de son foyer, à sa consommation électrique ou à la puissance de sa production solaire. Elle intègre des cellules lithium-fer-phosphate (LiFePO4), réputée pour sa longévité et sa sécurité thermique.

Sa puissance d’entrée solaire DC de 9 kWc et sortie AC de 6 kW, quel que soit le modèle choisi, convient à une large majorité des logements. Elle est suffisante pour faire face aux pics de consommation, comme lors de l’utilisation simultanée de plusieurs appareils électroménagers, ainsi qu’aux pics de production de la plupart des centrales photovoltaïques habituellement installées en toiture.

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Caractéristiques de la Beem Battery

La Beem Battery n’est pas qu’un simple accumulateur : elle joue un rôle actif dans la gestion de l’énergie. Grâce à l’onduleur hybride intégré et à la fonction secours, elle prend automatiquement le relais en cas de coupure de courant, assurant une alimentation autonome du logement jusqu’à épuisement du stockage. Cette sécurité est appréciée pour s’affranchir de toute coupure du réseau.

L’application Beem Energy permet de suivre en temps réel la production, la consommation, le niveau de charge de la batterie, et même d’automatiser le déclenchement d’appareils électroménagers (comme le ballon d’eau chaude) lorsque les panneaux produisent un surplus.

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Installation facilitée, économies espérées

Pensée pour s’adapter aux installations existantes, la Beem Battery se branche au réseau électrique AC du logement, directement sur le tableau électrique, sans travaux lourds. Elle est compatible aussi bien avec une installation en toiture traditionnelle qu’avec les kits solaires « plug & play » Beem On, populaires pour leur facilité d’installation et leur design soigné.

Couplée à une installation solaire de 2,7 kWc, par exemple, la Beem Battery permettrait, selon la marque, de réduire jusqu’à 80 % sa facture annuelle d’électricité. Un foyer équipé de 6 stations solaires Beem On et d’une batterie 6,6 kWh peut ainsi atteindre 60 % d’autonomie énergétique, avec un taux d’autoconsommation de 89 %. Cela représente une économie d’environ 1 000 € par an, sur une période de 20 ans.

Avec une garantie de 15 ans, une compatibilité universelle, et des outils numériques intégrés, la Beem Battery se positionne comme une solution simple, évolutive et rentable. En somme, la Beem Battery ne se contente pas de stocker l’énergie solaire : elle l’optimise au service des économies.

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La Chine se voit neutre en carbone d’ici 2060. Pour atteindre cet objectif, elle accélère la décarbonation de son système électrique en installant à tout-va de nouvelles immenses centrales, principalement solaires et éoliennes. Aujourd’hui, les installations thermiques ayant longtemps dominé le pays sont reléguées derrière ces deux sources renouvelables devenues de plus en plus puissantes.

L’Administration nationale de l’énergie de la Chine a récemment annoncé ses dernières statistiques concernant la capacité du parc renouvelable chinois, et les chiffres sont pour le moins impressionnants. Le solaire et l’éolien ont connu une hausse spectaculaire ces dernières années, à tel point que le pays a réalisé ses objectifs 2030 de capacité installée six ans à l’avance. Par rapport à 2013, la puissance solaire du parc chinois a été multipliée par 180, tandis que celle de l’éolien a été multipliée par 6. Et grâce aux nouvelles centrales mises en service au premier trimestre, Pékin a franchi un cap important dans sa transition énergétique : la capacité des renouvelables dépasse désormais celle des centrales thermiques.

1 482 GW de renouvelables

De janvier à mars 2025, la Chine a ajouté environ 73 GW à ses parcs solaires et éoliens. Les deux filières totalisent désormais une puissance de 1 482 GW. Rien que ces deux sources d’énergie ont produit 536 TWh durant ces trois premiers mois de l’année, soit quasiment l’équivalent de la production de l’ensemble du parc électrique français en 2024. Grâce à ces nouvelles installations, les renouvelables (solaire et éolien) dépassent désormais les centrales thermiques majoritairement alimentées au charbon, dont la puissance actuelle atteint 1 451 GW.

Une place ferme pour le charbon

À première vue, ces investissements massifs dans les sources bas-carbone font de la Chine un modèle de transition énergétique. Pourtant, le premier émetteur mondial de CO₂ continue de miser lourdement sur le charbon. En témoignent les quelque 100 GW de nouvelles centrales entrées en construction l’an dernier et les 66 GW de projets récemment approuvés. L’extraction de charbon a par ailleurs progressé, passant de 3,9 milliards de tonnes en 2020 à 4,8 milliards en 2024. De plus, malgré leur part croissante dans le mix énergétique, les renouvelables peinent à s’imposer durablement sur le marché, le charbon étant encore largement privilégié.

C’est à se demander la Chine parviendra à atteindre ses objectifs climatiques. Quoi qu’il en soit, le président Xi Jinping a déclaré la semaine dernière que le pays poursuivra ses efforts pour lutter contre le changement climatique. De nouveaux engagements concernant la réduction des émissions devraient d’ailleurs être annoncés avant la COP30 prévue en novembre.

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À l’instar d’autres pays européens, le Royaume-Uni dépend largement de la Chine pour ses approvisionnements en produits solaires. Mais cela pourrait bientôt changer. Un nouvel amendement gouvernemental a été récemment introduit pour empêcher l’entreprise énergétique publique britannique d’importer des composants solaires chinois suspectés d’être issus du travail forcé.

« Une chaîne d’approvisionnement exempte de travail forcé » : c’est ainsi que le Royaume-Uni imagine le futur de son industrie solaire qui, pour le moment, est encore à 40 % dépendante de la Chine. Depuis plusieurs années, la région chinoise du Xinjiang est régulièrement accusée par les médias et les organisations de défense des droits humains d’exposer les Ouïghours (une minorité ethnique musulmane) à des pratiques de travail forcé. Pourtant, près de 40 % du silicium chinois, composant de base des panneaux solaires, provient justement de cette région.

Afin d’assurer une chaîne d’approvisionnement plus éthique, le gouvernement britannique a ainsi introduit un amendement interdisant à son entreprise énergétique Great British Energy d’acheter des produits solaires potentiellement liés à l’esclavage moderne. Porté par le ministre britannique de l’Énergie, Ed Miliband, cet amendement devra toutefois encore être soumis à un vote parlementaire pour entrer en vigueur.

Aucune menace pour les objectifs climatiques ?

L’une des principales inquiétudes suscitées par cette décision concerne sans aucun doute l’éventuel impact sur les objectifs climatiques du Royaume-Uni. Pour rappel, le pays vise un mix électrique 100 % décarboné d’ici seulement 2030. Les renouvelables (solaire et éolien) devraient constituer l’épine dorsale de la transition énergétique britannique en représentant à eux seuls 80 % du total. Pour le solaire en particulier, l’objectif fixé est d’envergure : atteindre entre 45 et 47 GW, soit le triple de la puissance actuelle.

Confiante, l’entreprise Great British Energy assure que cette mesure n’entravera pas le déploiement du solaire. « Cet amendement ne menace ni l’atteinte d’une énergie propre d’ici 2030, ni la neutralité carbone d’ici 2050 », affirme-t-elle dans un communiqué. Certains politiciens craignent cependant que la décision compromette les engagements du pays. C’est le cas d’Andrew Bowie, homme politique du parti conservateur, qui estime que cet amendement pourrait affecter les objectifs fixés par le gouvernement.

Comment assurer une chaîne d’approvisionnement saine ?

Si cette nouvelle loi entre en vigueur, l’entreprise énergétique publique britannique prévoit de se tourner vers des fournisseurs nationaux et internationaux dont les chaînes d’approvisionnement sont jugées « sûres ». Mais comment s’en assurer ? Il faut savoir que le gouvernement britannique a déjà mis en place un groupe de travail appelé « Solar Taskforce », chargé de rendre la filière solaire plus écologique, plus éthique et indépendante de tout fournisseur suspecté de pratiques douteuses.

Par ailleurs, l’initiative européenne « Solar stewardship initiative » (SSI), lancée en collaboration avec l’association SolarPower Europe, vient renforcer ces efforts. Celle-ci vise à certifier que les usines de fabrication de panneaux respectent les normes éthiques, notamment en garantissant l’absence totale d’esclavage moderne dans leurs chaînes d’approvisionnement. Les entreprises certifiées SSI auront la capacité de produire jusqu’à 100 GW de panneaux solaires par an, de quoi répondre largement au besoin du Royaume-Uni.

Reste désormais à savoir si cette proposition sera adoptée lors du vote au Parlement. Rappelons qu’il a à peine un mois, un amendement similaire avait été présenté, mais il avait été rejeté par les ministres.

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C’est une première mondiale : la Suisse met en service le tout premier système ferrovoltaïque amovible. À en croire l’exploitant, ce genre d’installation pourrait être déployé dans les quatre coins du monde, à condition toutefois de réussir la phase de tests en cours.

Quand il s’agit de production d’énergie solaire, chaque espace disponible peut devenir précieux.  Après la route solaire et le trottoir photovoltaïque, c’est maintenant au tour des voies ferrées, plus précisément, l’espace entre les deux rails. L’idée est portée par la startup suisse Sun-Ways. La jeune pousse a tout récemment inauguré une installation pilote composée de 48 panneaux solaires de 380 W unitaires alignés sur un tronçon d’une centaine de mètres, à Buttes, dans le canton de Neuchâtel (Suisse). Ainsi, depuis le 28 avril dernier, des trains voyageurs ont commencé à circuler par-dessus la centrale.

Les panneaux solaires ont été installés à l’aide d’un engin mécanique de la société Scheuchzer, partenaire de Sun-Ways. Les modules sont équipés d’un système d’accroche breveté, façonné de manière qu’ils soient amovibles. En effet, les rails doivent de temps à autre faire l’objet d’inspections et de maintenance, d’où l’intérêt d’une centrale amovible.

Des tests durant trois ans

L’installation inaugurée devrait produire annuellement 16 MWh. Cela correspond à peine à la consommation moyenne de trois à quatre foyers suisses, mais, rappelons-le, il ne s’agit ici que d’un système pilote. À l’issue de ce projet, l’entreprise pourrait envisager un déploiement à grande échelle. La centrale sera ainsi testée pendant trois ans, période minimale imposée par l’Office fédéral des transports avant une éventuelle généralisation du concept. Durant cette phase, l’entreprise testera différents types de technologies de revêtement pour les panneaux solaires. Elle évaluera également la sécurité des modules face aux conditions mécaniques auxquelles ils sont exposés, et analysera les impacts du système sur les infrastructures existantes.

À la conquête du réseau ferroviaire suisse et au-delà

Si les tests sont concluants, Sun-Ways prévoit de conquérir l’ensemble du réseau ferroviaire suisse, dont le potentiel théorique de production est estimé à 1 TWh par an selon son fondateur. Avec ses 5 000 km de voies ferrées, la Suisse pourrait théoriquement accueillir jusqu’à 2,5 millions de panneaux solaires. À terme, la startup ambitionne d’utiliser l’électricité générée directement pour alimenter les trains.

Sun-Ways ne compte pas s’arrêter aux frontières suisses. L’entreprise affirme avoir d’autres projets pilotes en vue dans d’autres pays tels que la France, l’Espagne, la Corée, la Chine, les États-Unis, et bien d’autres.

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En faisant office de récifs artificiels, les éoliennes offshore pourraient jouer un rôle positif dans le développement de la faune sous-marine. Une startup française veut profiter de l’installation prochaine du parc des Éoliennes flottantes du golfe du Lion (EFGL) pour déployer ses solutions de restauration des milieux aquatiques.

Les parcs éoliens flottants pourraient devenir de véritables Eden sous-marins pour la vie aquatique, grâce à la société Ecocean. Fondée en 2003, l’entreprise française œuvre au service de la biodiversité aquatique, et vient d’installer sur l’un des trois flotteurs du futur parc EFGL (Éoliennes flottantes du golfe du Lion), 32 exemplaires de l’une de ses inventions : la biohut.

Chacune de ces biohuts est constituée de deux cages métalliques. La première est chargée de substrats naturels à base de coquilles d’huîtres, et se destine à renforcer la survie post-larvaire des espèces marines. La seconde cage, vide, sert de refuge aux poissons juvéniles, et leur permet de se protéger des prédateurs.

Quasiment finis, les trois flotteurs, construits sur le site Eiffage Métal de Fos-sur-Mer, vont bientôt être remorqués jusqu’à Port-la-Nouvelle. Là-bas, ils recevront leurs éoliennes avant d’être définitivement installés à 16 km de la côte. Pour rappel, ce projet de 3 éoliennes flottantes, pour un total de 30 MW, devrait être mis en service d’ici la fin de l’année 2025.

Des installations dédiées aux éoliennes et aux installations photovoltaïques flottantes

Voilà presque 10 ans que Écocean et Ocean Winds, porteur du projet EFGL, travaillent en collaboration pour rendre possible la mise en place de ces refuges aquatiques sur les flotteurs d’éolienne. Déjà, en 2019, une vingtaine de ces biohuts avaient été installées sur BoB, une bouée d’observation destinée à préparer l’installation des éoliennes flottantes.

Ces outils ne sont pas exclusifs aux éoliennes offshores. Plusieurs de ces dispositifs ont été installés sur des parcs photovoltaïques flottants. C’est notamment le cas sur le parc solaire flottant de Bomhofsplas, d’une surface totale de 18 hectares. Trois ans après leur installation, ils auraient permis une augmentation considérable de la présence de faune aquatique, que ce soit des invertébrés ou des poissons.

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L’Allemagne pourrait être poussée à fragmenter sa zone de prix nationale en plusieurs régions. Pour diminuer les prix de l’électricité selon les gestionnaires européens de réseaux électriques, et réduire la fluctuation des prix selon la Suède. Ce à quoi l’Allemagne répond catégoriquement non, craignant une inégalité entre production renouvelable au nord et industries au sud, sans résoudre le problème du goulet d’étranglement entre ces deux régions.

Un rapport publié le 28 avril par l’association des gestionnaires européens de réseaux électriques (ENTSO-E) remonte à la surface un débat aussi technique qu’économique : faut-il fractionner la zone de prix de l’électricité Allemagne-Luxembourg ? Selon les auteurs, une telle division en cinq zones permettrait de mieux refléter les déséquilibres régionaux entre production et consommation, en réduisant les coûteux recours aux mécanismes d’équilibrage. Ils estiment le gain économique net à 339 millions d’euros par an dès 2025. Une goutte d’eau, certes, c’est moins de 1 % des coûts du système en Europe centrale, mais c’est déjà ça.

En Allemagne, la réaction ne s’est pas fait attendre. Le gouvernement fédéral, soutenu par les industriels, rejette l’idée. D’autant que le futur gouvernement Merz défendra lui aussi une zone de prix unique, un principe inscrit dans l’accord de coalition conclu récemment. ENTSO-E surestimerait constamment les bénéfices, l’accusent-ils, tout en craignant une flambée des prix dans les zones industrielles du sud-ouest. Cette scission nuirait à la compétitivité, déjà affaiblie par des tarifs élevés. « Une incertitude considérable pour les consommateurs comme pour les producteurs est tout le contraire de ce dont nous avons besoin dans la situation difficile actuelle », alerte la fédération allemande de la chimie auprès des Échos.

Des conséquences à la frontière franco-allemande

Le cas allemand suscite-t-il une vague française ? La France, souvent citée comme exemple d’un système centralisé, n’est pas concernée pour le moment par une reconfiguration : le rapport conclut qu’une division de l’Hexagone aurait un effet négatif sur l’efficacité économique. Autrement dit, la zone unique de prix française resterait la plus adaptée à son mix électrique très centralisé autour du nucléaire. L’an dernier, la Suède a dénoncé l’impact de la zone d’enchères unique allemande sur ses prix et suspendu un projet de ligne électrique, exigeant que Berlin adopte des zones multiples, comme elle.

Mais si l’Allemagne se scindait effectivement en plusieurs zones, nous pourrions ressentir, en France, des répercussions. D’abord sur le marché : une différenciation des prix allemands selon les régions pourrait altérer les flux transfrontaliers, donc les prix de gros dans les zones frontalières françaises. Ensuite sur les projets communs : le climat d’incertitude tarifaire pèserait sur les investissements dans les interconnexions ou les échanges d’électricité verte.

D’autant que les effets d’une telle réforme restent difficiles à anticiper. Le rapport lui-même reconnaît les limites de sa méthodologie, fondée sur des données datées de 2019, sans prise en compte des chocs récents (Covid, crise énergétique, le plan de déploiement massif d’énergies renouvelables REPowerEU). Et l’éventuelle mise en œuvre, repoussée à l’horizon 2030, laisserait le temps aux réseaux allemands de s’adapter via des plans d’action alternatifs.

Qui décide donc du cadre de marché dans une Europe de l’électricité de plus en plus intégrée ? Berlin dispose de six mois pour proposer une réponse. Mais c’est toute l’Union qui en ressentira les conséquences.

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Le dernier rapport de Copernicus, le programme européen de surveillance de la Terre, dresse un constat aussi limpide qu’inquiétant : le changement climatique n’affecte pas seulement notre environnement, il affecte aussi le productible des énergies renouvelables.

En 2024, l’Europe a connu son année la plus chaude jamais enregistrée : un triste record qui illustre à quel point le continent se réchauffe plus vite que le reste du globe.​ Cette hausse des températures a des effets notables sur les ressources énergétiques supposées nous libérer des combustibles fossiles. Le rapport, publié le 15 avril, s’attarde particulièrement sur l’impact du dérèglement climatique sur la production potentielle d’électricité d’origine éolienne, solaire et hydroélectrique. Et les conclusions sont sans appel : le changement climatique diminue le productible renouvelable.​

L’exemple le plus frappant concerne l’énergie éolienne. Durant l’automne 2024, le nord-ouest de l’Europe a connu une période prolongée de vents faibles. Résultat : une baisse de 75 % de la production potentielle d’électricité éolienne dans la région. Du jamais vu alors que cette zone est traditionnellement une grande source de production éolienne européenne.

Le solaire n’est pas non plus épargné : l’ensoleillement a été « inférieur à la moyenne pendant la majeure partie de l’année » dans le nord-ouest du continent et le sud de la Scandinavie, « témoignant d’un rayonnement solaire inférieur à la moyenne dans cette région pour l’ensemble de l’année ».​

Une tendance observée depuis longtemps

Cette tendance à la baisse du rendement s’inscrit dans un phénomène plus large déjà observé sur plusieurs années. Selon l’Organisation météorologique mondiale (OMM), la productivité des parcs solaires a décliné d’environ 5 % entre 2010 et 2020 dans certaines régions du globe. La cause principale ? Des augmentations localisées de la couverture nuageuse ou de la pollution atmosphérique, qui réduisent l’irradiation solaire disponible. De leur côté, les parcs éoliens souffrent de la redistribution des régimes de vent liée au réchauffement global, entraînant parfois une variabilité à la hausse, parfois à la baisse, en fonction des zones.

À cela s’ajoute un paradoxe préoccupant : les territoires les plus engagés dans la transition énergétique sont aussi ceux où la production renouvelable devient plus aléatoire. Les pays du nord de l’Europe, largement dépendants de l’éolien, sont confrontés à une instabilité croissante des régimes de vent. À l’inverse, certaines zones du sud pourraient bénéficier d’un potentiel solaire accru à moyen terme, mais souvent au prix de conditions extrêmes (sécheresses, canicules) qui compliquent leur exploitation. L’objectif est de diversifier les sources de production renouvelables pour diversifier et limiter les risques de baisse de productible ainsi que d’investir dans des solutions de stockage.

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