Pour les entreprises de pose de panneaux solaires comme pour les particuliers, l’incertitude plane concernant le futur montant de la TVA à appliquer pour les prochaines installations. Si le décret est presque prêt, le climat politique laisse craindre un report de la mesure. 

Évoquée depuis plusieurs semaines, la baisse de la TVA à 5,5 %, pour toutes les installations d’une puissance inférieure ou égale à 9 kWc, n’est pas encore assurée. En effet, malgré des contours précisés par un rapport présenté pour avis au Conseil supérieur de l’énergie (CSE), le climat politique actuel pourrait avoir raison de la mesure dont la mise en application est prévue pour le 1ᵉʳ octobre.

Pour le moment, rien n’a été publié au Journal Officiel, et le décret est à l’ordre du jour du Conseil supérieur de l’énergie le 9 septembre, soit le lendemain du vote de confiance auquel sera soumis le gouvernement le 8 septembre. Face à cette situation, la Fédération nationale de l’énergie solaire (FNES) demande une publication immédiate du décret, pour éviter de fragiliser plus longtemps les centaines de TPE et PME dont l’activité est en suspens à cause de cette incertitude législative.

Compenser les précédentes coupes budgétaires

La mesure en question vise à abaisser à 5,5 % la TVA relative à toute la fourniture et la pose d’installations photovoltaïques d’une puissance inférieure à 9 kWc. Encore aujourd’hui, la TVA est fixée à :

• 10 % pour les installations inférieures ou égales à 3 kWc,
• 20 % pour les installations comprises entre 3 kWc et 9 kWc.

Si cette modification semble être une bonne nouvelle, elle compense, en réalité, les évolutions réglementaires du début d’année, issues des coupes budgétaires. Parmi ces évolutions, citons la prime à l’autoconsommation. Le montant de celle-ci avait été fixé à :

• 220 €/kWc pour les installations inférieures ou égales à 3 kWc,
• 160 €/kWc pour les installations comprises entre 3 et 9 kWc.

Depuis l’arrêté du 25 mars, cette prime est passée à 80 €/kWc pour toutes les installations inférieures à 9 kWc. Dans ce même arrêté du 25 mars, le tarif de rachat d’électricité a également été drastiquement diminué, passant de 12,69 ct/kWh à seulement 4 ct/kWh.

Des critères inatteignables ?

Outre le climat politique actuel, les conditions d’application de la TVA à 5,5 % inquiètent. Le rapport, présenté le 4 septembre, évoque des critères cumulatifs à remplir pour qu’une installation soit éligible à la TVA réduite. Ces critères, qui ne concernent que la fabrication des panneaux, sont les suivants :

• Un bilan carbone inférieur à 530 kgCO2eq/kWc,
• Une quantité d’argent inférieure à 14 mg/W,
• Une teneur en plomb inférieure à 0,1 %,
• Une teneur en cadmium inférieure à 0,01 %.

Ces seuils visent à guider le marché des panneaux solaires vers une fabrication moins intensive en métaux critiques, avec un impact moindre sur l’environnement. Néanmoins, selon Enerplan, syndicat de l’énergie solaire et renouvelable, à l’heure actuelle, aucun panneau du marché ne remplit ces critères, qu’il soit fabriqué en France, en Europe ou à l’étranger. En l’état, toujours selon Enerplan, aucun foyer ne pourra bénéficier de la mesure. C’est principalement le seuil de 530 kgCO2eq/kWc qui pose problème. Pour y répondre favorablement, les fabricants seraient contraints de délocaliser leur production de silicium dans des pays au mix moins carboné que la Chine. En France, il semblerait qu’un seul fabricant soit capable de proposer rapidement des panneaux en correspondance avec ces critères.

Pour finir, le Syndicat des énergies renouvelables (SER) plaide pour l’ajout d’une obligation de passer par un installateur Reconnu garant pour l’environnement (RGE), comme c’est le cas pour les aides associées à MaPrimeRenov’. Selon le SER, cette obligation pourrait limiter les fraudes dans ce domaine.

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Après des années de contestations, le projet de nouvelle centrale nucléaire en Afrique du Sud a finalement obtenu son autorisation environnementale. Bonne nouvelle, donc, pour le mix énergétique du pays, dont les piliers restent encore principalement le charbon (70 %) et le pétrole (21 %).

Une deuxième centrale nucléaire verra-t-elle le jour en Afrique du Sud ? Ce n’est pas encore pour bientôt, mais le projet est désormais en bonne voie. Le 8 août dernier, le ministre sud-africain des Forêts, de la Pêche et de l’Environnement a accordé à Eskom, l’entreprise publique d’électricité, une autorisation environnementale pour la construction d’une centrale nucléaire. D’une puissance de 4 GW, l’installation se situera à Duynefontein, dans la province du Cap-Occidental, non loin de la centrale nucléaire de Koeberg, la seule opérationnelle dans le pays et sur l’ensemble du continent.

Une réussite face aux associations environnementales

Cette autorisation environnementale, Eskom l’avait déjà obtenue en 2017, mais plusieurs organismes environnementaux avaient interjeté appel. Parmi les principaux opposants, on retrouve Greenpeace Afrique, Earthlife Afrique et l’Institut pour l’environnement des communautés religieuses d’Afrique australe. Ces associations environnementales ont fondé leurs recours sur des préoccupations liées à l’accessibilité financière, aux risques environnementaux et sanitaires, et à des irrégularités de procédure. Leur objectif était ainsi d’obtenir l’annulation de l’autorisation environnementale du projet, ou à défaut, le renvoi du dossier pour étude complémentaire. Mais les recours ont finalement été rejetés.

C’est donc une victoire pour Eskom, même si la route reste encore longue. Le ministre a d’ailleurs rappelé que cette autorisation « ne dispense pas le demandeur de se conformer à toute autre exigence légale applicable ou d’obtenir des permis auprès d’autres autorités compétentes ». Plusieurs validations restent nécessaires, notamment celles du Régulateur national de l’énergie, du Régulateur national de l’énergie nucléaire, ainsi que du Département de l’eau et de l’assainissement.

L’Afrique éprouve un intérêt grandissant pour le nucléaire

L’Afrique du Sud reste à ce jour le seul pays du continent à exploiter l’énergie nucléaire. Cette source représente à peine 5 % de sa production électrique grâce aux deux réacteurs totalisant près de 2 GW.

Mais il s’avère que depuis plusieurs années, l’intérêt africain pour l’atome grandit. En Égypte par exemple, une centrale de près de 5 GW composée de quatre réacteurs est en construction, avec une première mise en service prévue d’ici trois ans. Le Ghana compte disposer d’un parc nucléaire de 1 GW d’ici 2034, tandis que l’Ouganda vise 2 GW à l’horizon 2032 avec l’appui de Rosatom.

Il semblerait également que le continent porte un intérêt particulier pour les petits réacteurs modulaires. L’Afrique du Sud, justement, figure parmi la liste des intéressés. Dans cette technologie, le continent voit une meilleure flexibilité qui devrait favoriser la sortie de la précarité énergétique tout en décarbonant le mix largement dominé par les fossiles.

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Pour éviter un raz de marée chinois sur l’éolien offshore, la France et l’Europe s’organisent, et protègent leurs appels d’offre. C’est particulièrement vrai avec AO9, dont le cahier des charges vient d’être en partie dévoilé. 

En matière d’énergies renouvelables, la Chine montre un appétit sans pareil. L’Empire du milieu s’est imposé comme l’usine à panneaux solaires du monde, et affiche la même ambition concernant l’éolien. Mais cette fois, l’Europe, et en particulier la France, ne compte pas se laisser faire malgré plusieurs incursions en Allemagne ou en Italie.

La stratégie française vient d’être révélée par la Commission Européenne (CE), lorsque cette dernière a validé l’aide de 11 milliards d’euros prévue par la France. Le rapport de la CE dévoile, en effet, les contours du cahier des charges de l’appel d’offre AO9, concernant l’extension de plusieurs parcs éoliens flottants. Ce rapport confirme d’abord que l’un des quatre projets d’extension initialement prévus, à savoir l’extension du parc d’Oléron, ne fait plus partie de l’appel d’offres. Le rapport confirme également que celui-ci comprendra des prix plafonds, à savoir :

• 140 €/MWh pour le parc Bretagne sud,
• 130 €/MWh pour le parc en Occitanie,
• 130 €/MWh pour le parc en Provence-Alpes-Côte-d’Azur.

Jusqu’ici, rien de nouveau. D’ailleurs, ces prix plafonds sont identiques aux AO5 et AO6, qui concernent des parcs flottants dont la mise en service est prévue pour 2031.

De nouveaux critères d’éligibilité

Pour diversifier les bénéficiaires, il est indiqué qu’un même candidat ne pourra pas remporter plusieurs projets. Mais ce n’est pas tout, la France a inclus plusieurs nouveaux critères visant à limiter les éoliennes provenant de Chine. D’abord, un nouveau critère porte sur la robustesse du projet en matière de cybersécurité. D’autre part, pour assurer la diversification des approvisionnements, chaque éolienne devra compter moins de 75 % de pièces en provenance de Chine. Même l’approvisionnement en aimants est concerné, puisqu’il ne devra pas dépasser 85 % en provenance de Chine. Cela devrait faciliter le développement d’une filière européenne de production d’aimants.

Pour éviter toute spéculation sur le futur développement de la filière éolienne, le cahier des charges comprend des critères spécifiques, concernant la puissance des turbines. La puissance des modèles envisagés ne devra pas dépasser la puissance des turbines ayant reçu une certification industrielle au moment de la remise de l’appel d’offre. En d’autres termes, un candidat ne pourra baser son offre sur une turbine de 50 MW si celle-ci n’a pas été déjà conçue, fabriquée et testée conformément aux normes internationales, au moment de la remise de la réponse.

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Progressivement, EDF parvient à signer de gros contrats de fourniture d’électricité auprès d’industriels majeurs. Dernier en date : le cimentier Lafarge, qui bénéficiera d’une partie de la production nucléaire nationale.

Lafarge France et EDF ont officialisé, le 3 septembre, la signature d’un contrat d’allocation de production nucléaire (CAPN), qui doit permettre au cimentier de bénéficier d’une électricité bas-carbone sur une longue période. Dans un communiqué conjoint particulièrement dépouillé, EDF se contente d’indiquer que le contrat couvrira « une partie de la consommation électrique de l’ensemble des sites électro-intensifs de Lafarge en France ». Il permettra de « réduire significativement l’empreinte carbone de ses activités tout en maintenant la compétitivité de ses sites et leur ancrage territorial ».

Le géant français du ciment obtiendra une part de la production nucléaire d’EDF « sur plus de dix ans, moyennant un partage des coûts et des risques sur les volumes effectivement produits par ce parc ». Le tarif négocié par Lafarge n’a pas été dévoilé. Évoqué à 70 €/MWh au printemps 2025, le prix de l’électricité via les CAPN était jugé trop élevé par certains industriels début 2025.

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Le salut de l’énergie houlomotrice pourrait venir des côtes, et non du grand large. Une startup croit au potentiel de cette technologie lorsqu’elle est positionnée sur des infrastructures portuaires, et compte bien le démontrer grâce à son nouveau prototype californien.

Quoi de mieux qu’une digue de 13 km de long, faisant face aux vagues du Pacifique, pour tester une centrale capable de produire de l’électricité grâce à l’énergie des vagues ? En s’implantant sur le port de Los Angeles, la startup israélienne Eco Wave Power met toutes les chances de son côté pour faire prendre une nouvelle dimension à son innovation. Déjà mise en application sur le port de Jaffa, en Israël, celle-ci fonctionne sur le principe suivant : des flotteurs, en oscillant au gré de la houle, actionnent un piston qui comprime un fluide hydraulique dans des accumulateurs situés à terre. Cette pression est utilisée pour faire tourner un moteur hydraulique, qui entraîne à son tour un générateur électrique.

Pour l’heure, ce sont sept de ces flotteurs qui viennent d’être mis en service, mais la startup espère bien installer plusieurs centaines de flotteurs tout le long de la digue. Selon Eco Wave Power, une telle installation pourrait alimenter l’équivalent de 60 000 foyers.

Dompter l’énergie des vagues

Malgré un potentiel souvent mis en avant, la production d’électricité à partir de l’énergie des vagues peine à se développer, la faute à des contraintes très importantes. D’abord, la houle met à mal le matériel, ce qui entraîne d’importants coûts de maintenance. Ces coûts sont d’autant plus importants que ces centrales sont souvent prévues pour être installées au large, augmentant également le coût du raccordement.

Eco Wave Power envisage une approche différente, et prévoit d’installer sa centrale sur des infrastructures portuaires déjà existantes, ce qui limite les coûts liés à l’installation, la maintenance et au raccordement. En cas de tempête, les flotteurs peuvent être simplement relevés, ce qui les protège des effets d’une houle trop violente. La production électrique du prototype fraîchement installé devrait être minime. S’il s’agit des mêmes flotteurs que le site de Jaffa, qui affiche une puissance de 100 kW, on parlerait ici d’une centrale de 70 kW.

Néanmoins, l’entreprise voit grand, et aurait déjà repéré 77 sites exploitables. Prochaine étape : une centrale plus grande, installée à Porto (Portugal) en 2026, et capable d’alimenter 1000 foyers.

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La cheffe du Parti conservateur britannique a fait part de sa volonté d’extraire tout le pétrole et le gaz de la mer du Nord. Une idée fortement inspirée du dirigeant américain Donald Trump et qui pourrait prendre racine en Europe.

« Drill, baby, drill ! » : c’est le presque vieux slogan du Parti républicain repris par Donald Trump lors de son investiture en janvier dernier. Mais cela semble aussi vouloir devenir celui du Parti conservateur britannique. Alors que le principal salon de la production pétrolière et gazière en Europe ouvre ses portes à Aberdeen (Écosse), Kemi Badenoch, la cheffe du parti, l’a annoncé : « Un futur gouvernement conservateur mettra tout en œuvre pour extraire tout le pétrole et le gaz de la mer du Nord. »

Car selon elle, « il est absurde que la Grande-Bretagne laisse des ressources vitales inexploitées » en raison de politiques climatiques et d’une « idéologie impossible ». Rappelons que, comme d’autres, le pays s’est fixé comme objectif celui de la neutralité carbone d’ici 2050. Et cela inclut sa production d’énergies fossiles. Avec l’idée que chaque goutte de pétrole sortie de la mer du Nord devra alors être compensée.

En ligne de mire, le pétrole et le gaz en mer du Nord

Parmi les moyens que Kemi Badenoch imagine pour relancer l’exploitation des ressources fossiles du pays, une réforme de la North Sea Transition Authority, l’organisme en charge de la délivrance des permis de forage. Il suit aujourd’hui une ligne qui le mène vers les énergies bas-carbone et la neutralité carbone. Imposant notamment à l’industrie pétrolière et gazière de promouvoir le captage et le stockage du carbone. La North Sea Transition Authority pourrait demain être appelée, au contraire, à se concentrer uniquement sur une accélération de la production de pétrole et de gaz. La promesse faite par Kemi Badenoch : faire ainsi baisser les factures énergétiques des citoyens.

L’idée, toutefois, ne fait pas forcément l’unanimité au sein même du Parti conservateur. Certaines de ses figures dénoncent déjà un programme « anti-écologique “à la Trump” qui ne correspond pas du tout à ce dont le pays a besoin ». Ces personnalités appellent au contraire à travailler avec ceux qui défendent « des politiques climatiques de libre marché qui stimulent l’économie aujourd’hui et laissent un monde meilleur à nos enfants demain ».

Un programme anti-écologique

L’annonce tombe également après que le secrétaire travailliste à l’Énergie et à la neutralité carbone, Ed Miliband, a accusé les conservateurs désireux d’abandonner l’objectif de neutralité carbone d’être « anti-scientifiques ». Selon le MetOffice — le Météo France du Royaume-Uni —, en effet, le pays connait déjà des conditions plus chaudes et plus humides que par le passé. Et il est confronté à une augmentation du nombre de phénomènes météorologiques extrêmes.

Le gouvernement actuel compte donc bien maintenir sa politique d’investissements massifs dans l’éolien offshore et dans le captage et de stockage du carbone. Il assure qu’au-delà d’aggraver la crise climatique, délivrer de nouvelles licences d’exploitation des ressources fossiles de la mer du Nord n’aiderait en rien à réduire les factures énergétiques au Royaume-Uni. Et les experts semblent le confirmer. Ce qui a fait exploser les factures dans le pays, ce ne sont pas les « prélèvements verts » destinés à financer la transition, mais bien les coûts de gros, influencé par… le prix du gaz !

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Il va falloir s’y habituer, les huit heures creuses pendant la nuit seront bientôt de l’histoire ancienne pour l’immense majorité des Français. Censée permettre à EDF de mieux utiliser l’énergie produite par les centrales photovoltaïques, cette mesure va nécessiter des changements d’habitudes pour les français. 

Annoncé par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) en février dernier, le déplacement des heures creuses sera effectif à partir du 1er novembre 2025. Pour rappel, cette mesure consiste à répartir une partie des huit heures creuses habituelles au milieu de la journée. La répartition se fera désormais de la manière suivante :

• 5 heures creuses minimum au cœur de la nuit
• 3 heures creuses maximum en début d’après-midi

Les périodes privilégiées seront entre 23 heures et 7 heures du matin pour le créneau de nuit, et entre 11 heures et 17 heures pour le créneau en journée. La CRE a également apporté une nouvelle évolution au système des heures creuses, en rendant possible des différences entre l’été et l’hiver. Certains abonnés pourront ainsi avoir huit heures creuses la nuit, pendant l’hiver, et avoir deux périodes d’heures creuses distinctes l’été.

Dans les faits, cette modification des heures creuses devrait permettre à EDF de mieux utiliser l’énergie produite par les centrales photovoltaïques en journée. À l’heure actuelle, la production d’énergies renouvelables est telle que les prix négatifs ont encore été fréquents cet été.

Adapter ses usages

Pour les particuliers, le changement est de taille, car chacun va devoir modifier ses habitudes de vie. Sur certains aspects, c’est positif : il ne sera plus forcément nécessaire de faire fonctionner le lave-linge la nuit, et de risquer d’être réveillé par le bruit engendré.

En revanche, limiter le nombre d’heures creuses disponibles la nuit pourrait poser problème pour ceux qui ont besoin de recharger leur voiture électrique la nuit. Enfin, les propriétaires de centrales photovoltaïques sans systèmes de stockage risquent d’être pénalisés. Ceux qui étaient habitués à profiter de leur propre électricité en journée, et de huit heures à un tarif inférieur la nuit, auront une partie de leurs heures creuses au moment où leur centrale produit le plus. Leur rentabilité s’en voit ainsi diminuée.

Selon la CRE, ce dispositif devrait permettre de faire passer le nombre de clients ayant des heures creuses réparties sur deux périodes de 5,7 millions à 13,1 millions. D’ici 2027, il ne devrait rester que 1,4 million de foyers avec des heures creuses uniquement la nuit.

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Le spécialiste des drones de loisir vient de frapper fort sur le secteur des batteries portables, en présentant un modèle capable d’optimiser sa production solaire au quotidien !

Après le succès de sa batterie Power 1000, qui a eu droit à une évolution en début d’été, DJI a décidé de sortir une version plus puissante : la DJI Power 2000. Celle-ci affiche des caractéristiques très intéressantes, comme une capacité de 2048 Wh et une recharge possible de 0 à 80 % en 45 minutes. Mais ce n’est pas tout. Contrairement à sa petite sœur, la DJI Power 2000 possède un atout considérable : elle peut être connectée au réseau domestique en France, en Allemagne et en Espagne, si elle est reliée à un système d’énergie solaire.

L’idée est simple. En cas de présence d’un kit solaire de balcon, DJI permet de recharger la batterie de manière intelligente pour réinjecter l’électricité au bon moment et optimiser l’autoconsommation solaire. Pour en profiter, il faut se rendre sur l’application DJI Home, et suivre les étapes suivantes :

• En haut à droite, cliquer sur l’icône des paramètres, puis sélectionner Optimisation de l’énergie,
• Sélectionner SSE lié au réseau.

Il est alors possible de choisir entre deux modes : le premier fait la différence heures pleines/heures creuses, tandis que le deuxième ne fait pas cette différence. En mode HP/HC, le système ajustera la charge et la décharge de la batterie en fonction de la consommation du foyer, priorisera la production solaire et optimisera la charge en fonction des coûts de l’électricité. Si les HP/HC ne sont pas prises en compte, le système maximisera l’autoconsommation. Lorsque la batterie DJI Power 2000 est connectée au réseau domestique, sa puissance de sortie est limitée à 800 W tandis que sa puissance de charge est de 2 200 W.

L’autoconsommation arrive en France

Affichée à 1189 €, la DJI Power 2000 devient ainsi une option intéressante pour se lancer dans l’autoconsommation. D’ailleurs, compte tenu de la politique du gouvernement français au sujet de l’énergie solaire chez les particuliers, il se pourrait que ce type de solutions se développe de plus en plus. En effet, les tarifs de rachats de l’électricité auprès des particuliers ne font que chuter, et cette dynamique va être renforcée par le déplacement des heures creuses en journée, entre 12h et 17h, quand la production solaire est la plus élevée.

À l’heure actuelle, Sunology propose une solution similaire, appelée Storey, qui permet d’optimiser la réutilisation de sa production solaire. Si sa capacité est similaire, elle n’a pas la polyvalence de la DJI Power 2000. Du côté d’Ecoflow, les batteries actuelles ne peuvent pas être branchées directement au réseau domestique et nécessite l’achat d’un micro-onduleur supplémentaire appelé PowerStream.

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L’incroyable essor de la production de batteries va se heurter prochainement à un mur. En effet, la croissance des capacités de production excède d’ores et déjà les besoins. Et cela conduit à prévoir une crise de surproduction. Décryptons comment se prépare cette crise à venir.

Le matériel utilisé par la transition énergétique est aujourd’hui majoritairement produit en Chine. « L’usine du monde » a en effet parié de longue date sur ces nouveaux marchés pour accélérer son colossal élan industriel. Et cela concerne en particulier les batteries, utilisées notamment pour les véhicules électriques, mais également pour le stockage stationnaire, c’est-à-dire les mégabatteries utilisées pour stabiliser le réseau électrique vis-à-vis des sources électriques intermittentes.

Capacités de production et demande pour les batteries li-ion au niveau mondial / Image : BloombergNEF

Les spécialistes de BloombergNEF comptabilisent ainsi, pour la Chine, une capacité de production de batteries lithium-ion de l’ordre de 1 TWh (térawattheures, soit un milliard de kilowattheures) en 2023. Et une capacité annoncée en 2025 de l’ordre de 6 TWh. Pas moins ! Problème : la demande mondiale de batteries était légèrement inférieure à 1 TWh en 2023. Et serait de l’ordre de 1,6 TWh à fin 2025.

L’enjeu stratégique de la production de batteries

Il existe ainsi une très importante différence entre l’offre et la demande. Et cette différence ne cessera de s’amplifier dans les années qui viennent. En effet, si la Chine a parié très tôt sur la production de masse de batteries li-ion, les autres pays du monde projettent de rattraper leur retard par la mise en place de politiques volontaristes. En effet, l’infrastructure énergétique a toujours été considérée par les États comme un enjeu stratégique, pour lequel il est nécessaire de disposer d’une capacité de production locale.

Ainsi, les États-Unis, le Canada et l’Europe projettent de disposer à l’avenir de capacités de production considérables. Et le cumul des capacités annoncées à ce jour est dantesque, de l’ordre de 2 TWh, soit déjà supérieur à leur propre marché intérieur. À ceci s’ajoutent d’autres pays qui se lancent eux-mêmes dans cette course, notamment l’Inde.

La guerre des prix fait rage

Une surproduction globale, cela implique que les usines fonctionneront moins que leur capacité nominale. Or, pour qu’une usine amortisse son investissement, il est nécessaire qu’elle tourne autant que possible. En conséquence, il faut vendre, et moins cher que le concurrent, c’est-à-dire se lancer une guerre des prix. Qui conduira inévitablement à la baisse de ces derniers.

Bien sûr, le lien de cause à effet n’est pas aussi simplement direct, car chaque application a besoin de batteries spécifiques, pour lesquelles la concurrence peut être plus ou moins sévère dans son segment de marché. Toutefois, en pratique, c’est bien une baisse constante du prix des batteries Li-ion que nous pouvons observer.

Prix moyen des batteries li-ion en fonction de l’application / Image : BloombergNEF

BloombergNEF fournit là aussi des données éclairantes. Ils montrent que le prix des batteries Li-ion n’a cessé de diminuer et atteint à fin 2023 un prix inférieur à 200 $/kWh, et ceci pour toutes les applications : véhicules électriques individuels, bus et camions, ou encore stockage stationnaire. Le fabricant de batteries chinois CATL annonce même être capable de produire des batteries pour moins de 60 $/kWh pour la fin de l’année. Assurément, des prix inimaginables il y a quelques années !

Cette guerre des prix est une bonne nouvelle pour les clients, qui peuvent ainsi acheter des batteries moins chères. Cela permet également d’améliorer la faisabilité de projets de stockage de masse d’électricité. Mais cette situation conduit aussi à prévoir de graves difficultés pour certains fabricants de batteries qui devront survivre à cette forte concurrence. Des usines vont certainement fermer, d’autres seront consolidées au sein de plus grands groupes industriels. Et le tout sera rendu plus complexe encore à analyser et à prédire du fait des politiques de souveraineté énergétique mise en œuvre par les différents États de par le monde.

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Les installations photovoltaïques domestiques seront très bientôt soumises à de nouvelles normes obligatoires, dont la bonne exécution est contrôlée par le Consuel. Ces changements sont introduits par les nouveaux usages, de plus en plus portés par l’autoconsommation solaire. Le calendrier est désormais fixé, et imposera dans certains cas des démarches supplémentaires pour la certification d’une installation.

Le Comité national pour la sécurité des usagers de l’électricité (Consuel) est une association reconnue d’utilité publique destinée à garantir la conformité des installations électriques en France. Lors de l’installation d’une centrale photovoltaïque, il est chargé de s’assurer, par le respect de normes, de la protection des utilisateurs et du réseau public d’électricité. À l’exception de certains cas spécifiques, l’attestation du Consuel est obligatoire pour mettre en service l’installation.

Parmi les étapes de la démarche de certification par le Consuel, un dossier technique dit « SC 144 » doit être constitué. Ce dossier permet de décrire l’installation, ses caractéristiques, les spécifications de l’onduleur (et notamment ses certifications) ainsi que le schéma de raccordement électrique. Les exigences du Consuel sont bien sûr adaptées à la réglementation et aux normes en vigueur. Parmi elles, la norme NF C 15-100 est fondamentale. Intitulée « Installations électriques à basse tension », elle est disponible sur le site de l’AFNOR, hélas à un prix absolument délirant.

Des changements principalement motivés par l’autoconsommation

Les normes doivent s’adapter aux évolutions des usages. Or, ces usages ont beaucoup changé au cours des années. Initialement, les centrales photovoltaïques domestiques étaient raccordées avec pour finalité la vente de la totalité de la production électrique. Elles étaient donc conçues avec un point de livraison (PRM) dédié, indépendant de l’installation de consommation du foyer. La baisse de la rémunération de la vente d’électricité photovoltaïque, ainsi que la recherche d’une certaine autonomie énergétique, ont de plus en plus conduit les ménages à opter pour l’autoconsommation et la vente du surplus uniquement, voire l’autoconsommation totale, sans aucun contrat d’injection.

Cela implique que les centrales photovoltaïques sont de plus en plus intégrées dans le réseau électrique existant du foyer. Or, toutes les installations domestiques ne sont pas toujours conçues pour supporter l’ajout d’une source de production électrique ; elles doivent gérer une intensité supplémentaire, et ce, en toute sécurité. Pour le garantir, la norme NF C 15-100 a dû évoluer. Et il en découle que les vérifications du Consuel ont elles-mêmes dû évoluer.

Un calendrier qui dépend de la méthode de protection de l’installation

La norme a défini quatre grandes familles d’installations. Les deux premières d’entre elles (cas 1 et 2) correspondent à une installation dans laquelle un dispositif de protection est interposé entre la centrale photovoltaïque et l’installation de consommation. Ce schéma est d’ores-et-déjà conforme à la norme NF C 15-100.

Pour les autres cas, des démarches supplémentaires sont rendues obligatoires. Le cas 3 concerne un raccordement en amont de l’installation de consommation, mais sans dispositif de protection supplémentaire ; dans ce cas, des vérifications sont nécessaires pour s’assurer que le réseau de consommation, et notamment le tableau électrique, peuvent supporter la surintensité liée à la présence de la centrale photovoltaïque. Le cas 4, quant à lui, concerne tous les autres cas de raccordement et exige la fourniture d’un dossier technique supplémentaire (appelé SC 144E).

La norme a été mise à jour en août 2024. À partir du 1^er septembre, le Consuel commencera à mettre en œuvre les changements requis par la norme. Une période de transition est instituée jusqu’au 31 mai 2026 ; au cours de cette période, les anciennes versions des dossiers techniques peuvent être utilisées pour les cas 3 et 4, à condition qu’ils soient accompagnés du dossier technique SC 144E. À partir du 1er juin 2026, seules les nouvelles versions des dossiers techniques seront acceptées par le Consuel.

Ces aspects sont fournis en détails par le Consuel sur son site, notamment en ce qui concerne les différents dossiers techniques, ainsi que les évolutions relatives à la mise à jour de la norme NF C 15-100.

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Avec une neutralité carbone prévue d’ici 2070, l’Inde s’engage dans la décarbonation de son secteur ferroviaire en misant partiellement sur l’hydrogène. Bientôt, le pays déploiera son tout premier train alimenté par ce carburant. La trame sera la plus longue et la plus puissante du monde.

Dans les zones où l’électrification des lignes ferroviaires reste difficile ou impossible, l’Inde compte sur l’hydrogène comme alternative. Dans ce cadre, elle a ainsi lancé son programme « Hydrogen for heritage », qui prévoit de déployer 35 trains à hydrogène sur huit lignes différentes. Suite à la réussite des audits de sécurité et techniques réalisés à Chennai, dans l’est du pays, le lancement de la première trame approche. Le tout premier train à hydrogène circulera sur une ligne de 89 km, entre Jind et Sonepat, dans l’État de l’Haryana, au nord du pays.

Une capacité de 2 600 passagers

Sur la plateforme X, le ministre des Chemins de fer, Ashwini Vaishnaw, a donné un aperçu sur ce train. D’une puissance de 1 200 chevaux, le système se compose de dix wagons, et peut accueillir jusqu’à 2 600 passagers, ce qui en fera le plus long et le plus puissant train à hydrogène au monde.

Il convient de préciser qu’il ne s’agit pas d’un engin entièrement neuf, mais plutôt d’un rétrofit. Autrement dit, ses moteurs diesel ont été remplacés par des systèmes à pile à hydrogène. Les deux motrices équipées de ces piles embarquent chacune 220 kg d’hydrogène stocké sous 350 bars. Ce travail a été réalisé par le géant indien Medha Servo Drives, spécialisé dans les solutions ferroviaires.

Le ravitaillement en hydrogène se fera à Jind, où un système de stockage de 3 000 kg a été installé. Un électrolyseur à membrane échangeuse de protons de 1 MW est également en cours de finalisation sur ce site, avec une production prévue de 430 kg d’hydrogène par jour.

Un retard dû aux échecs d’autres pays ?

L’Inde prévoyait de déployer ses trains à hydrogène à partir de décembre 2023, un retard qui s’expliquerait par le fait que le pays s’est engagé parallèlement dans d’autres grands chantiers d’hydrogène. Mais certains observateurs estiment toutefois qu’en réalité, le gouvernement a priorisé l’électrification des lignes. De plus, les difficultés rencontrées par d’autres pays ont dû freiner la priorisation de l’hydrogène sur le parc ferroviaire.

Pour citer un exemple, parlons des échecs de l’Allemagne en la matière. Rappelons qu’en 2022, Berlin avait investi dans une flotte de 14 Coradia iLint, des trains à hydrogène développés par Alstom. Un an plus tard, leurs performances se sont révélées inférieures aux attentes, et les modèles à batteries se sont avérés finalement plus avantageux en termes de coûts. Ensuite, décembre 2024, Siemens Mobility entendait reprendre la main face à Alstom en lançant son Mireo Plus H, mais deux semaines après le lancement, des problèmes de ravitaillement ont de nouveau surgi. Ces mauvais départs de l’Allemagne devraient rappeler que l’hydrogène ferroviaire est loin d’être un pari facile.

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C’est une expérience qui était jugée impossible depuis plus de quatre-vingt ans. Mais des chercheurs du Department of Energy américain y seraient parvenus. En propulsant des atomes d’or presque à la vitesse de la lumière, ils auraient produit de la matière à partir de rien, ou presque : de simples photons, c’est-à-dire des particules de lumière.

E = mc² est sans doute l’équation la plus emblématique de la physique moderne. Découverte par Albert Einstein en 1905, elle établit l’équivalence entre la masse et l’énergie. Produire de l’énergie à partir de la masse, on sait faire : c’est le principe de fonctionnement du Soleil et des réacteurs nucléaires. Mais produire de la masse à partir d’énergie sous la forme d’un pur rayonnement électromagnétique, c’était encore hors de portée.

Pire, il était jugé impossible d’y parvenir. Gregory Breit et John A. Wheeler avaient décrit en 1934 le principe théorique d’une expérience, où l’interaction entre deux photons gamma était susceptible de produire d’une part un électron, et d’autre part sa particule d’antimatière opposée, le positron. Les deux chercheurs avaient alors estimé qu’il était peu probable que ce phénomène, appelé depuis lors procédé Breit-Wheeler, soit confirmé par une expérience.

Détail du phénomène de création de matière à partir de lumière / Image : Brookhaven National Laboratory.

Des particules filant à presque la vitesse de la lumière

Mais des chercheurs du Brookhaven National Laboratory semblent avoir relevé le gant. Pour ce faire, ils ont utilisé le Relativistic Heavey Ion Collider (RHIC), un large accélérateur de particules d’une circonférence de près de quatre kilomètres situé à proximité de New York. Ils y ont accéléré dans deux directions opposées deux faisceaux d’ions d’atomes d’or, qui ont été portés à près de 99,995 % de la vitesse de la lumière. À ces vitesses, se forme de puissants champs électromagnétiques autour des noyaux d’or, qui sont alors environnés comme par un nuage de photons.

Lorsque les ions des deux faisceaux se croisent de manière rasante, ces nuages de photons peuvent interagir. Et produire alors les paires d’électrons et de positron recherchées. Qui ont ensuite été détectées par un détecteur spécifique, appelé STAR, démontrant la validité de la théorie. Ce serait ainsi plus de 6 000 paires de particules qui auraient été produites à partir de seule énergie.

On devine toutefois que ce n’est pas demain qu’on imprimera des objets à la maison à partir d’une simple prise électrique.

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Produire de l’électricité avec la lumière du soleil, c’est le principe bien connu de l’effet photovoltaïque ; c’est le phénomène à l’œuvre dans les panneaux que nous installons sur nos toits. Mais il existe une autre manière de procéder : l’effet thermoélectrique. Et une nanotechnologie vient tout juste d’être mise au point pour en démultiplier le rendement.

Utiliser la lumière du soleil pour chauffer une face d’un semi-conducteur tout en conservant froide l’autre face, et utiliser cette différence de chaleur pour produire de l’électricité : c’est le principe des STEG (Solar thermoelectric generators, soit générateurs solaires thermoélectriques). Ces dispositifs utilisent un effet physique appelé l’effet Seebeck – le phénomène inverse à celui qui permet aux modules Peltier de réguler une température.

Problème : les modules thermoélectriques ont souvent un rendement très faible : moins de 1 % de l’énergie solaire incidente est convertie en électricité ; c’est peu, comparé aux cellules photovoltaïques qui dépassent 20 % de rendement. Mais des chercheurs de l’Institute of Optics de l’University of Rocherster ont trouvé une solution pour améliorer significativement le rendement.

Un cocktail de solutions intelligentes pour un effet démultiplié

L’étude de Tianshu Xu a conçu un système très spécial autour du semi-conducteur. Du côté chaud du module thermoélectrique, ils ont transformé une plaque de tungstène en ce qu’ils appellent un « black metal » (« métal noir »). Pour ce faire, ils ont utilisé un laser pulsé femtoseconde (impulsions ultra-courtes d’un millionième de milliardième de seconde) pour graver la surface du métal à l’échelle du nanomètre (un milliardième de mètre). Ce faisant, ils ont modifié ses propriétés optiques : le métal absorbe mieux la lumière dans le domaine des longueurs d’onde du rayonnement solaire, tout en réduisant la dissipation de chaleur dans les autres longueurs d’onde.

Ils ont combiné cette innovation avec deux autres nouveautés. En premier lieu, ils couvrent la plaque de tungstène d’une pièce de plastique, destinée à limiter les pertes thermiques par convection, au même titre qu’une serre. En deuxième lieu, du côté froid, ils ont à nouveau utilisé un laser femtoseconde pour graver des stries microscopiques dans la plaque d’aluminium ; ces dernières amplifient le rayonnement et la convection, et donc le refroidissement.

Utile pour des capteurs autonomes et objets connectés

Toutes ces techniques visent à maximiser la différence de température entre le côté chaud et le côté froid. Et par là-même le rendement du module thermoélectrique. Et cela fonctionne : l’équipe annonce une multiplication par 15 du rendement du STE – de quoi s’approcher, donc, de celui des panneaux photovoltaïques.

Les chercheurs envisagent des applications pour des capteurs autonomes météorologiques ou agricoles, ou encore les objets connectés. Ils peuvent même être combinés à des panneaux photovoltaïques pour former des systèmes hybrides dont le rendement et la puissance seront encore maximisés. L’étude de Xu et collègues est disponible en source ouverte.

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Le pays le plus peuplé du monde vient d’annoncer avoir atteint une capacité de production d’électricité à moitié décarbonée. Mais qu’on ne s’y trompe pas : derrière ce chiffre trompeur, se cache la très longue route restante vers la décarbonation du mix électrique indien.

Quelques mois après avoir annoncé avoir franchi le cap du milliard de tonnes de charbon produites, l’Inde vient de franchir le cap des 50 % de capacité de production d’électricité décarbonée. Au premier abord, la nouvelle semble plus qu’encourageante pour le pays aux 1,45 milliard d’habitants. Et pour cause, ce cap a été franchi avec 5 ans d’avance par rapport aux objectifs fixés lors des Accords de Paris, en 2015. Dans les faits, la capacité de production d’électricité décarbonée atteint 242,8 GW sur un total de 484,8 GW. Elle se décompose de la manière suivante :

• Photovoltaïque : 116 GW
• Hydroélectricité : 54 GW
• Éolien : 52 GW
• Bioénergies : 12 GW
• Nucléaire : 9 GW

L’Inde ne compte pas s’arrêter là et espère atteindre les 500 GW de capacité d’ici 2030 grâce à des ouvrages d’envergure. On peut, par exemple, citer la mise en service, en 2029, d’une centrale photovoltaïque de quelque 30 GWc de capacité.

Capacité ne veut pas dire production

Néanmoins, ce chiffre est à prendre avec des pincettes, puisqu’il s’agit là de la capacité de production. Or, les énergies renouvelables ont un rendement bien inférieur aux modes de production pilotables comme les centrales à charbon, ou le parc nucléaire. Dans les faits, les centrales à charbon produisent 73 % de l’énergie consommée, tandis que les 168 GW d’éolien et de photovoltaïque combinés, qui représentent 34 % de la puissance totale installée, ne produisent que l’équivalent de 13 % du mix électrique indien.

Actuellement, c’est principalement le charbon qui permet à l’Inde d’augmenter sa production électrique à mesure que les besoins augmentent. Entre 2000 et 2023, la production d’électricité issue du charbon est passée de 386 000 GWh à 1 478 000 GWh. Pour autant, la consommation par habitant reste faible, puisqu’on ne compte que 1092 kWh par an et par habitant, contre 6 423 kWh par an et par habitant pour la France.

Pour réellement décarboner son mix électrique, le pays va continuer de développer les énergies renouvelables et cherche à augmenter ses capacités de stockage. Enfin, le pays compte énormément sur le nucléaire, et vise 100 GW de puissance d’ici 2047. Pour y parvenir, le pays compte beaucoup sur le soutien de la France, et a signé plusieurs partenariats en ce sens.

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Depuis vingt ans, la France était en contentieux avec la Commission européenne concernant les concessions des barrages hydroélectriques français, majoritairement détenues par EDF. Il semble que le gouvernement Bayrou soit parvenu à un accord. Et que EDF en soit plutôt satisfait.

L’intégration progressive des marchés au sein de l’Union européenne impose un certain nombre de conditions, dont certaines ne sont pas compatibles avec le fonctionnement historique des marchés nationaux. L’un d’eux s’est avéré particulièrement épineux pour la France : les concessions des barrages hydroélectriques.

Les traités européens ont été conçus de façon à promouvoir la concurrence sur les marchés publics, ainsi que le démantèlement des positions jugées dominantes. Cela concerne notamment les infrastructures de production d’énergie. En France, les barrages font l’objet de concessions qui ont été accordées pour des durées de 75 ans à l’issue des nationalisations qui ont suivi la Seconde Guerre mondiale. Ces concessions sont majoritairement détenues par EDF, pour plus de 70 % de la puissance installée – le reste étant détenu notamment par la Compagnie nationale du Rhône ou la Société hydroélectrique du Midi.

Une longue bataille juridique

Cette contradiction entre règles de l’Union européenne et régime historique français ont conduit à une longue procédure de contentieux. Cette dernière a débuté en 2005, par l’ouverture d’une procédure d’infraction par la Commission européenne. En effet, d’une part, EDF a perdu son statut d’établissement public en 2004, et, d’autre part, certaines concessions d’EDF arrivaient à leur terme sans pour autant être mises en concurrence.

EDF défendait le fait que la continuité d’exploitation des ouvrages était nécessaire au regard des enjeux de sécurité, de gestion de l’eau, de l’emploi et de l’environnement. La position d’EDF, soutenue plus ou moins ouvertement par les gouvernements français successifs, se plaçait ainsi dans la continuité de la mission de service public qui lui était dévolue depuis l’origine.

Il s’en est suivi un long bras de fer, marqué notamment par des mises en demeure officielles de la Commission Européenne. Une sorte de feuilleton à épisode, qui a régulièrement agité l’actualité. Avec cependant un résultat particulièrement délétère pour notre infrastructure énergétique : un blocage des investissements, au sujet de capacités nouvelles ou de nécessaires modernisation.

Un accord aurait été trouvé – pour combien de temps ?

Le gouvernement Bayrou a indiqué le 28 aout avoir obtenu cet été un compromis avec la Commission Européenne. Cet accord porte sur deux points. En premier lieu, le régime de concession serait remplacé par un régime d’autorisation, concernant les concessions qui arrivent à échéance – un changement qui reste toutefois encore assez flou dans ses modalités pratiques. En deuxième lieu, de façon à réduire la position dominante d’EDF, ce sont six gigawatts (GW) de capacité hydroélectrique dont la production serait mise aux enchères, sous le contrôle de la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

Cela ressemble beaucoup au système ARENH qui avait été mis en place, pour des raisons similaires, pour le parc nucléaire français. Mais le gouvernement s’en défend, par les mots de Philippe Bolo (député Les Démocrates) : « Il ne s’agira pas pour autant d’un Arenh hydro », cité par Les Echos. Les modalités de cette mise aux enchères de production restant encore à définir, on imagine que les détails auront leur importance.

Certains n’hésiteront pas à dénoncer cet accord comme une ingérence supplémentaire portant sur des infrastructures critiques pour notre souveraineté énergétique. Le gouvernement, pour sa part, se félicite de ce résultat, dans son communiqué de presse du jeudi 28 août. Toujours d’après Les Échos, EDF s’en réjouit également, et annonce être en mesure de débloquer des investissements dans de nouvelles capacités, et notamment en créant des STEP. Reste à savoir si cet accord survivra aux actuelles turbulences politiques.

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Piqué au vif par un slogan publicitaire, EDF a envoyé un courrier recommandé à son concurrent Octopus Energy, afin de lui témoigner son mécontentement.

La petite querelle aurait pu rester dans l’intimité des deux fournisseurs d’électricité, mais l’un d’entre eux a choisi d’en faire part publiquement. Sur son profil Linkedin, Vincent Maillard, le patron d’Octopus Energy France s’agace d’une lettre recommandée que son concurrent EDF lui a envoyée. Le dirigeant publie un extrait du courrier, où l’énergéticien national dénonce « certaines communications d’Octopus Energy, dénigrant (entre autres) EDF ». En cause ? Un slogan diffusé à la radio, où Octopus titille ses concurrents historiques. « Votre vieux fournisseur d’énergie, vous le gardez par choix ou par flemme ? » clame le spot publicitaire. Il appelle les consommateurs à se questionner sur leur offre d’électricité « qui n’est peut-être plus aussi intéressante ».

Un slogan qui porterait atteinte à l’image d’EDF

Une campagne visiblement pas du goût d’EDF, qui estime que le slogan « porte atteinte à l’image du fournisseur du client par l’emploi de termes péjoratifs ». « Nous ne visions pas spécifiquement EDF » rétorque le président d’Octopus, surpris de la réaction de son concurrent. « Je trouve cela bien dommage pour une si belle entreprise qui devrait au contraire être fière d’elle-même ; et pourrait se consacrer à des tâches plus utiles que d’envoyer des recommandés à ses concurrents » explique-t-il, après une tentative de justifier l’expression litigieuse. « Vieux fournisseur doit se comprendre comme on parle d’un vieux copain, dont personne ne prétendra qu’il est forcément cacochyme. On voulait juste secouer un peu les clients qui restent avec leur fournisseur plus par habitude que par choix ».

Ce n’est pas la première fois qu’un fournisseur d’énergie « alternatif » réalise une publicité taquinant EDF. En 2021, Ekwateur lançait une campagne particulièrement agressive visant « les dinosaures de l’énergie », sans les nommer. Le clip publicitaire montrait notamment des dinosaures jouant au minigolf au milieu de barils de déchets nucléaires miniatures, ou lisant un journal les pieds sur un bureau sur lequel se trouve une casquette « make fossil great again ». « Franchement, qui miserait sur eux pour changer les choses ? » concluait la vidéo.

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Pour se débarrasser de ses centrales à charbon, l’Australie doit stabiliser son vaste réseau électrique, et compte ainsi sur les batteries stationnaires (BESS). C’est dans ces conditions que vient d’être mise en service la batterie la plus puissante au monde. 

L’Australie est décidée à décarboner son mix électrique, encore dominé par les énergies fossiles comme le charbon et le gaz. Mais compte tenu de sa situation géographique, le pays ne peut compter que sur lui-même pour faire face aux variations de production d’énergies renouvelables non pilotables. Pour cette raison, le pays mise beaucoup sur le déploiement de systèmes de stockage d’énergie, notamment par batterie (BESS) pour stabiliser le réseau. C’est dans ce contexte que vient d’être mise en service Waratah Super Battery, la BESS la plus puissante au monde. Composée de près de 2 592 batteries de type LFP, elle affiche une puissance record de 850 MW, pour une capacité de stockage de 1680 MWh.

Située non loin de Sydney, en Nouvelle-Galles du Sud, elle aura pour principal rôle de stabiliser le réseau australien à mesure que les centrales à charbon seront fermées. Elle a d’ailleurs été implantée sur l’ancienne centrale de Munmorah, qui affichait une puissance de 1400 MW. Elle est ainsi dotée d’une fonction de « Shock absorber ». Cela signifie qu’elle peut éviter les coupures en équilibrant le réseau lors de variations soudaines d’énergie. Celles-ci peuvent être provoquées par des surtensions, des feux de brousse ou encore des orages. En outre, elle est dotée d’un système de protection avancé qui surveille en temps réel 36 lignes à haute tension, et peut réagir en quelques secondes pour stabiliser le réseau en cas de défaillance.

La plus puissante, mais pas la plus grande en termes de capacité

La centrale australienne est ainsi la plus puissante au monde, mais elle n’a pas la plus grande capacité de stockage. En Australie, plusieurs projets d’extension de BESS devraient les inclure parmi les plus grands centres de stockage au monde. Pour l’heure, les plus grandes BESS se situent principalement aux USA. Le plus grand site de stockage, appelé Edwards & Sandborn, se situe en Californie et accompagne une vaste centrale photovoltaïque. Les quelque 1,9 million de panneaux solaires permettent d’alimenter environ 3,3 GWh de stockage d’énergie par batterie. Le site comprend plus de 120 000 batteries. En Europe, les projets d’envergure sont encore peu nombreux. On peut tout de même citer la Giga Storage Green Turtle, qui devrait avoir une puissance de 700 MW pour 2 800 MWh de capacité.

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Une centrale photovoltaïque de 100 MWc va devoir être démontée, à proximité de l’aéroport d’Amsterdam-Schipol, parce qu’elle éblouit les pilotes en phase d’atterrissage. Le porteur de projet a tout de même une solution : des films anti-reflets.

Le chantier s’annonce colossal : l’entreprise belge Energy Solutions Group (ESG) va devoir démonter une centrale photovoltaïque composée de 228 000 panneaux, pour voir les remonter d’ici quelques mois. La raison ? Située à proximité directe de l’aéroport d’Amsterdam-Schipol, la centrale de 100 MWc est accusée d’éblouir les pilotes durant les phases d’atterrissage. La situation est telle que l’aéroport, les autorités locales et la compagnie aérienne KLM ont décidé de porter plainte.

Construite l’année dernière, elle avait déjà fait l’objet d’une décision de justice en juillet, pour le retrait de 78 000 panneaux. Désormais, c’est l’ensemble de la centrale qui va devoir être déposée. Mais ESG n’a pas dit son dernier mot, et ne compte pas gâcher les 90 millions d’euros d’investissement qui ont été nécessaires à la construction du parc photovoltaïque. L’entreprise a pour projet de retirer les panneaux, et d’y appliquer un traitement antireflet qui devrait résoudre le problème. Les panneaux seront ensuite réinstallés au même endroit. Selon le journal Les Echos, l’opération devrait se chiffrer entre 25 et 32 millions d’euros, financée conjointement par les parties impliquées.

En attendant, les atterrissages d’une des pistes vont être majoritairement suspendus entre 14 h 40 et 17 h jusqu’à fin septembre.

Les aéroports, du potentiel et des contraintes

Les zones aéroportuaires suscitent de plus en plus de convoitises pour l’installation de centrales photovoltaïques. Elles se distinguent, en effet, par de vastes surfaces sans construction alentour, ce qui limite l’effet de masque qui peut réduire le rendement de l’installation.

Néanmoins, leur mise en œuvre reste complexe, car elles ne doivent pas éblouir les pilotes lors des phases d’envol et d’atterrissage. En France, la Direction générale de l’aviation civile a publié une note d’information technique spécifique qui stipule les règles à suivre en matière d’installation de panneaux photovoltaïques à proximité des pistes d’atterrissage. Pour l’heure, seuls quelques aéroports ont des infrastructures importantes comme celui de Lyon-Saint-Exupéry qui dispose d’une centrale de 20 MWc recouvrant 5 800 places de parking.

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Donald Trump poursuit sa chasse aux éoliennes, et semble vouloir décourager les plus grands acteurs du secteur à coups d’interruption de travaux, et d’incertitudes réglementaires. Cette fois, c’est un parc bientôt terminé qui doit être suspendu pour des raisons floues. 

Le 47ᵉ président des États-Unis l’avait annoncé juste avant son retour dans le Bureau Ovale : il ferait tout pour stopper les projets éoliens en cours. Plusieurs mois après, Donald Trump n’a pas réussi à faire démonter toutes les éoliennes du pays, mais continue de semer le trouble dans le secteur, et cette fois, c’est à Orsted d’en payer les conséquences. Celui-ci se trouve déjà dans une situation financière compliquée. Il y a quelques semaines, une augmentation de capital de près de 8 milliards de dollars, pour financer les retards du parc Sunrise Wind, lui avait causé un plongeon en bourse.

Désormais, le groupe danois vient d’annoncer avoir reçu un courrier de la part du Bureau of ocean energy management (BOEM) ordonnant « l’arrêt de toute activité en cours » pour le parc Revolution Wind. Cette interruption de travaux est censée permettre au BOEM de « répondre à des inquiétudes concernant la protection d’intérêts de sécurité nationale aux États-Unis ». En réponse à cette formulation plutôt floue, Orsted a annoncé évaluer toutes les options pour régler la question rapidement, et envisage même de recourir à des procédures légales.

Un parc pourtant terminé à 80 %

Cette situation est d’autant plus surprenante qu’Orsted possède toutes les autorisations pour mener ce projet à bien, et y travaille depuis près de neuf ans. À l’heure actuelle, le parc est à 80 % d’avancement. 45 des 65 éoliennes du projet ont déjà été installées, tandis que la mise en place de la sous-station électrique était imminente. Ce n’est pas la première fois que Donald Trump fait arrêter un projet en phase de construction, et disposant de toutes les autorisations. En avril dernier, il avait bloqué l’avancement du parc Empire Wind par Equinor pendant un mois.

Le parc, d’une puissance totale de 704 MW, devait fournir une puissance de 400 MW pour l’État de Rhode Island, ainsi que 304 MW pour le Connecticut. L’électricité devrait être achetée par les États par le biais de contrats de fourniture d’électricité. Malgré cette déconvenue, qui a causé une nouvelle chute en bourse du spécialiste de l’éolien, ce dernier espère une mise en service des installations au second semestre 2026.

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Et si c’était le moment idéal pour acheter des panneaux solaires ? Entre baisse de production de panneaux et incertitudes politiques, les prix bas risquent d’être éphémères. Mieux vaut donc en profiter avant qu’il ne soit trop tard. 

C’est le moment d’acheter des panneaux solaires ! C’est en tout cas ce que laisse penser le prix actuel des panneaux photovoltaïques, qui vient d’atteindre un point bas historique selon la plateforme européenne spécialisée pvXchange. À titre d’exemple, le prix des modules les plus courants est en moyenne de 10 centimes par watt. Cette chute des prix est impressionnante, en particulier en comparaison aux tarifs d’août 2022. À l’époque, ce même type de panneau se vendait à presque 0,35 €/W ! Les modules à haut rendement affichent une moyenne de 0,12 €/W. Enfin, les modules low-cost sont plutôt proches des 0,055 €/W.

Toujours selon pvXchange, les panneaux au rendement inférieur à 23 % sont désormais rares, et la puissance de 460 Wc est devenue la norme pour les modules de 2 mètres carrés sur le marché européen. Sur ce même format, certains panneaux dépassent même les 500 Wc de puissance.

Des prix bas, mais pour combien de temps ?

Malgré cette bonne nouvelle, il y a des risques que les tarifs commencent à remonter dès les prochaines semaines. En Asie, les prix du polysilicium commencent déjà à augmenter du fait d’une réduction de la production. En effet, le gouvernement supprime peu à peu les incitations fiscales et les exportations subventionnées. La Chine cherche, en effet, à mettre un terme à la surcapacité actuelle de production, en matière de photovoltaïque.

En parallèle, le marché du solaire en Europe présente de nombreuses incertitudes. De nombreux gouvernements ont choisi de réduire leur soutien aux énergies renouvelables, ce qui pourrait avoir des répercussions directes sur le déploiement de nouvelles capacités de production d’électricité photovoltaïque. En France, la CRE a publié les nouveaux tarifs de rachat de l’électricité solaire. Il semblerait qu’en matière d’énergie solaire, l’autoconsommation soit de plus en plus encouragée, ce qui permettrait notamment d’éviter un surplus de production lorsque les prix sont négatifs.

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