C’est une publicité que l’on croise fréquemment sur internet quand on a l’habitude de consulter des sites relatifs à l’énergie. Mais elle se décline aussi sous forme d’appels téléphoniques avec des messages enregistrés qui vantent la possibilité de bénéficier de panneaux solaires gratuitement dans certains départements, villes ou régions. En effectuant une recherche sur internet, on tombe en quelques clics sur des offres similaires qui promettent des panneaux solaires 100 % financés. Qu’en est-il vraiment ?

Des conditions farfelues

Parmi la myriade de sites que nous avons identifié, mais dont nous ne relaierons pas les noms ici afin de ne pas encourager leur référencement, l’un des plus actifs promet que « l’État finance à 100 % les installations solaires dans de nombreuses communes ». « Le gouvernement innove avec un programme solaire de pointe » affirme-t-il. Il s’agit des panneaux aérovoltaïques, qui combinent le photovoltaïque et le solaire thermique. En effet, ils produisent de l’électricité, comme des panneaux classiques, et de la chaleur, insufflée dans la maison grâce à un ventilateur.

Il est promis « une économie colossale atteignant jusqu’à 85 % sur les factures, mais également un potentiel revenu de 3 000 euros grâce à la revente d’électricité à EDF ». Tout cela avec un coût initial de… zéro euro. Bref, on pourrait ne plus payer de facture grâce à des panneaux solaires gratuits qui nous permettraient de générer 3 000 euros de revenus, sans que l’on sache s’il s’agit d’une rente décennale, annuelle ou mensuelle.

Selon le site, l’installation serait entièrement prise en charge pour les propriétaires qui respecteraient les conditions suivantes :

• Avoir plus de 70 euros de facture mensuelle.
• Vivre dans une commune éligible.
• Être propriétaire de sa maison.
• Avoir la validation d’un expert RGE.

Qu’en est-il vraiment ?

➡️ Concernant le montant de la facture mensuelle, aucun dispositif n’aide n’est actuellement conditionné au montant de la facture d’électricité. D’autant qu’il n’est pas précisé à quoi correspond le montant de 70 euros. S’agit-il du montant des mensualités estimées dans le cas (le plus courant) d’une facturation annuelle ? Ou bien, faut-il vraiment consommer l’équivalent de 70 euros par mois et dans ce cas, est-ce que cela vise uniquement les consommations ou l’abonnement est-il inclus ?

➡️ S’agissant des communes éligibles, les aides les plus importantes sont nationales, comme nous allons le voir ci-après.

➡️ La qualité de propriétaire est le critère le plus sérieux de la liste puisqu’il s’agit effectivement d’une condition pour obtenir des aides.

➡️ Enfin, concernant la validation d’un expert RGE (Reconnu garant de l’environnement), cela semble sous-entendre que « l’expert » valide le chantier. Or, la plupart des aides exigent l’intervention d’un artisan (et non un expert) RGE pour la réalisation du chantier, afin d’obtenir les aides a posteriori, et non l’inverse.

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L’article se termine en proposant de vérifier nos droits. En cliquant, nous sommes basculés vers un autre site, qui nous demande si nous sommes propriétaires de notre logement, s’il s’agit d’une maison ou d’un appartement, le mode de chauffage ainsi que le code postal. Ensuite, le site affirme avoir trouvé un professionnel RGE près de chez nous. On nous demande évidemment notre adresse e-mail pour nous communiquer ses coordonnées, puis nous envoyer un devis.

Ces sites choisissent très souvent un nom de domaine ambigu, afin d’être facilement confondus avec des sites gouvernementaux ou des sites d’information spécialisés. Au pied de la page d’un de ces sites publicitaires, un paragraphe écrit en petits caractères nous informe que « ce site est une publicité et les informations fournies sont à titre indicatif uniquement et ne doivent en aucun cas être considérées comme des conseils professionnels ou des garanties de résultats. Bien que nous nous efforcions de fournir des informations précises et à jour, nous ne pouvons garantir l’exactitude, l’exhaustivité ou la pertinence de ces informations. En utilisant ce site, vous acceptez que nous ne soyons pas responsables des conséquences découlant de l’utilisation des informations présentées ici. » Nous voilà rassurés. Démêlons maintenant le vrai du faux.

Quelles sont les aides réellement destinées aux panneaux solaires ?

Au vu de ce genre de « publicité », il apparaît nécessaire de faire le point sur les aides qui existent réellement en matière de photovoltaïque. Car il est parfaitement impossible d’obtenir des panneaux solaires gratuitement au moyen d’aides publiques. Sinon, nous serions tous équipés depuis longtemps ! En revanche, il est possible d’obtenir des aides pour faire baisser la facture d’un projet solaire. La plupart sont nationales et ne dépendent donc pas de votre département. Les voici :

➡️ La prime à l’autoconsommation. Elle concerne les panneaux solaires et dépend de la puissance du parc, de ses caractéristiques (revente totale ou du surplus) ainsi que de son implantation. Son montant change tous les trimestres. Par exemple, pour une installation de moins de 3 kWc, le montant sera de 370 euros/kWc alors qu’il sera de 200 euros/kWc pour une installation d’une puissance comprise entre 9 et 36 kWc (chiffres du 4ᵉ trimestre 2023, source : EDF ENR). En cas d’autoconsommation totale ou de revente totale de la production, il n’est pas possible d’obtenir cette prime.

➡️ MaPrimeRénov’ et Coup de pouce chauffage pour des panneaux solaires thermiques. Cela ne vise donc pas les panneaux solaires, mais seulement les modèles thermiques qui produisent de l’eau chaude. En plus, il doit s’agir d’un système combiné (eau chaude + chauffage) MaPrimeRénov’ accorde une prime qui peut aller jusqu’à 11 000 euros en fonction des ressources du foyer, mais elle est plafonnée à 90 % du montant total des travaux. Cette aide est cumulable avec le Coup de pouce chauffage qui propose 4 000 euros pour les ménages modestes. Pour les autres, le montant est ramené à 2500 euros (Source : Hellio).

➡️ Les aides régionales accordées pour les projets de panneaux solaires. Des dispositifs locaux existent également pour encourager à l’investissement photovoltaïque. La région Grand Est propose une aide qui peut aller jusqu’à 500 euros/kWc pour les dépenses engagées et jusqu’à 70 % pour les études de projet. Mais cette aide est réservée aux entreprises, aux associations et aux communes. Les particuliers ne sont pas éligibles. Un dispositif visant les parcs solaires thermiques existe aussi en Occitanie, mais là encore, il ne concerne pas les particuliers. Il n’est donc pas vrai de dire que les particuliers peuvent faire financer leur projet solaire grâce à des aides régionales.

Des aides qui ne couvrent jamais la totalité du coût des travaux

En outre, quelles que soient les aides obtenues, elles ne couvrent jamais la totalité du montant total du chantier. Il est difficile de chiffrer le coût d’une installation solaire tant le montant varie selon les caractéristiques du projet. Pour se donner une idée, Hello Watt indique une fourchette allant de 8 500 euros à 23 000 euros, ce qui montre bien la difficulté de donner un chiffre précis. Avec des panneaux aérovoltaïques qui sont plus onéreux que les modèles classiques, il faut compter entre 11 000 et 30 000 euros, pose comprise. (Source : Quelleenergie.fr)

Et dans tous les cas, malgré les aides, il y a forcément un reste à charge pour les particuliers. On l’a vu, même avec MaPrimeRénov’, il est impossible d’obtenir plus que 90 % du coût total des travaux. C’est déjà conséquent et comme on l’a dit, cela est réservé aux foyers les plus modestes. De plus, les aides ne sont pas forcément versées au début du chantier. Pour la prime à l’autoconsommation, par exemple, son paiement est réalisé un an après la signature du contrat de rachat par EDF OA. Les consommateurs doivent donc régler la totalité des travaux. C’est la raison pour laquelle l’éco-PTZ existe. Il permet de bénéficier d’un prêt sans intérêt qui couvre le montant des travaux.

Les revenus générés grâce à la revente de l’électricité

La publicité nous fait miroiter 3 000 euros de revenus grâce à la revente de notre électricité. Qu’en est-il ? Selon EDF ENR, il est possible de revendre annuellement pour environ 3 000 euros d’électricité, voire jusqu’à plus de 4 000 euros pour une maison située à Nice. Pour cela, il faut une puissance de centrale de 21,25 kWc, ce qui est très élevé. Et un élément très important doit être pris en compte pour atteindre ces sommes :  il faut être en revente totale. C’est-à-dire qu’il faut revendre au réseau l’intégralité de l’électricité produite par ses panneaux solaires.

Il est donc faux de dire, comme dans la publicité, qu’on pourra générer de tels revenus tout en faisant diminuer sa facture d’électricité jusqu’à 85 %, ce qui suppose une autoconsommation. La production d’un parc solaire peut permettre de faire baisser sa facture d’électricité et de générer quelques revenus en cas de revente du surplus de production. Mais pas dans les proportions indiquées dans la publicité.

En outre, il est difficile de calculer la baisse réelle de la facture d’électricité grâce à la présence de panneaux solaires puisque tout dépend des équipements et des usages du foyer. Si le logement est chauffé à l’électricité, la consommation est plus élevée et il sera plus difficile de couvrir les besoins en chauffage grâce aux panneaux solaires (il y a moins de soleil en hiver).

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Prendre ses précautions avant de s’engager avec une entreprise

Pour éviter les arnaques, il est utile de rappeler quelques consignes de prudence. Méfiez-vous déjà des démarchages à domicile ou par téléphone. En plus, soyez très prudents dès lors qu’on vous annonce une offre trop alléchante. Lisez bien le devis et faites-en établir plusieurs avant de signer. Vérifiez bien que la somme indiquée intègre le matériel et la pose (main d’oeuvre). Souvent, les sommes données par les entreprises sont calculées, déduction faite du montant des aides, ce qui peut être trompeur. Cet outil en ligne très pratique permet de vérifier si votre devis est conforme au prix du marché.

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Combiner les avantages de l’énergie nucléaire et de l’énergie, est-ce possible ? C’est ce que semble proposer Holtec International, qui vient d’annoncer la première centrale hybride, destinée à utiliser les deux sources d’énergie. Au-delà des effets d’annonce, analysons leur solution en détail.

Holtec a été fondée en 1986 aux États-Unis, avec de grandes ambitions dans le domaine de l’innovation et de l’énergie. La société s’est tout d’abord spécialisée dans la recherche de solutions face à certains problèmes opérationnels des centrales, comme la lutte contre les vibrations et la corrosion. Elle a ensuite creusé sa place dans le matériel de stockage et transport des combustibles nucléaires usés. Plus récemment, elle s’est lancée depuis 2010 dans la conception de petits réacteurs modulaires, les fameux SMR, pour Small Modular Reactor.

Dans le cadre de ces développements, Holtec a récemment communiqué sur un concept original : celui de centrale hybride nucléaire et solaire, qu’il appelle Combined Nuclear/Solar Plant (CNSP). La société envisage de pouvoir fournir grâce à cette innovation de l’électricité en base ou en suivi de charge, tout en éliminant l’intermittence de l’énergie solaire.

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La combinaison de trois briques énergétiques

Pour parvenir à cet objectif, la société combine trois systèmes. Le premier d’entre eux est un modèle de petit réacteur nucléaire dénommé SMR-300. Il s’agit d’un réacteur à eau pressurisée capable de produire 300 MW sous forme d’électricité, ou 1 050 MW sous forme de chaleur pour des procédés industriels. Ce réacteur semble avoir le vent en poupe, car Holtec a annoncé en décembre dernier le lancement du projet de construction de deux unités sur le site de la centrale nucléaire de Palisades, dans le Michigan.

Le modèle de centrale solaire thermique conçu par Holtec constitue la seconde brique. Ce système, baptisé HI-THERM HSP (pour Hybrid Solar Power, en français Énergie solaire hybride), est une centrale solaire spécifiquement conçue pour fonctionner avec une deuxième source de chaleur. Holtec indique que le système se base sur des techniques innovantes, mais, malheureusement, n’est pas très disert sur ces mêmes innovations.

Une chaudière innovante à la jonction du nucléaire et du solaire

Le troisième système n’est pas des moindres, il s’agit du Green Boiler, que l’on pourrait traduire par « chaudière verte ». Il est décrit par le constructeur comme un dispositif « trois-en-un ». Il remplit en effet trois fonctions : stockage massif de chaleur, réception de chaleur à haute température, et génération de vapeur surchauffée et à haute pression. Cette dernière fonction est destinée à alimenter une turbine à vapeur pour entraîner un générateur d’électricité.

Dans le cadre du concept de centrale hybride, le Green Boiler sera alimenté en chaleur aussi bien par la centrale nucléaire que par la centrale solaire thermique, en fonction notamment de la production solaire intermittente. Il s’agit là d’une innovation notable, en effet, car le générateur de vapeur n’est généralement pas découplé de la chaudière. Le concept proposé par Holtec présente un autre avantage non négligeable : il peut être intégré dans une centrale préexistante, par exemple, une centrale au charbon. Dans ce cas, le Green Boiler peut être installé en remplacement de la chaudière, mais peut alimenter en vapeur au système de génération électrique déjà installé, qui n’aura donc pas à être remplacé.

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Pas d’information précise sur les performances globales

Avec sa centrale hybride innovante, Holtec se positionne en concurrent des systèmes de stockage électrique par batteries, généralement utilisés pour compenser l’intermittence de sources d’énergie renouvelables. Le stockage est en effet ici thermique, et le Green Boiler va servir de capacité-tampon entre l’installation nucléaire et l’installation solaire. Toutefois, l’entreprise ne donne pas de détails sur le mode de fonctionnement du réacteur nucléaire, qui devra probablement, malgré tout, moduler sa puissance pour suivre les variations de production de la centrale solaire.

Holtec n’indique pas non plus les parts respectives des sources solaire et nucléaire dans la production d’énergie. On peut supposer qu’elle dépendra fortement de la surface disponible pour la centrale solaire, ainsi que de sa localisation géographique. Le constructeur indique que la combinaison des deux concepts est très favorable pour améliorer le rendement thermodynamique global de l’ensemble du système – généralement bas pour les centrales nucléaires – mais, encore une fois, il ne fournit pas de données chiffrées. Le concept est donc très intéressant, mais il nous sera nécessaire d’en savoir plus.

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Pour réussir sa transition énergétique, l’Allemagne a désormais un plan. Elle comptera sur plusieurs gigawatts de centrales électriques au gaz « hydrogen ready », malgré la controverse.

Pour concilier développement des énergies renouvelables avec décarbonation et sécurité d’approvisionnement de son système électrique sans recourir à l’énergie nucléaire, Allemagne a fait le choix du gaz. Plus exactement, de centrales thermiques « hydrogen ready », comprenez « prêtes pour l’hydrogène ». Le chancelier Olaf Scholz l’annonçait il y a presque un an maintenant. L’objectif était alors de construire entre 17 et 21 gigawatts (GW) de nouvelles centrales électriques. Mais autour de cette sorte de frénésie hydrogène, les choses s’étaient rapidement compliquées. Une question de rentabilité des projets et de subventions, d’abord. Puis, de crise budgétaire.

Après des mois de discussions acharnées, en ce début février 2024, le chancelier allemand, son ministre de l’Économie et son ministre des Finances semblent enfin s’être mis d’accord sur les éléments essentiels d’une nouvelle stratégie en matière de centrales électriques. Une stratégie destinée à attirer les investissements dans des « centrales électriques modernes, très flexibles et respectueuses du climat ». Et dont dépendra aussi, affirment-ils, la possibilité de fermer la dernière centrale à charbon d’Allemagne d’ici 2030.

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De nouvelles capacités de centrales au gaz fossile convertibles à l’hydrogène

Cette stratégie prévoit que dans de « brefs délais », un appel d’offres sera lancé pour de nouvelles capacités allant jusqu’à 4 fois 2,5 GW de centrales électriques au gaz. Celles-ci pourront, dans un premier temps, fonctionner au gaz fossile. Toutefois, entre 2035 et 2040, elles devront impérativement avoir été converties à un hydrogène « de toutes les couleurs, mais autant que possible vert ». En parallèle, le gouvernement soutient également la recherche et le développement sur les technologies de capture et de stockage du carbone qu’il espère sans doute être en mesure de greenwasher les centrales thermiques à gaz fossile qui n’auraient finalement pas été si « hydrogen ready » que ça.

La planification et l’approbation des systèmes seront accélérées. Et les nouvelles centrales électriques doivent être construites sur des sites dits « de desserte du système ». Principalement aux carrefours de grands complexes industriels à forte intensité énergétique. Le financement du plan par le fond pour le climat et la transformation de l’économie pourrait s’élever à environ 16 milliards d’euros sur les 20 prochaines années.

Pour contourner le problème de rentabilité des investissements, le gouvernement allemand a aussi entamé des pourparlers avec la Commission européenne. Son idée qui devrait être présentée d’ici cet été : créer un marché de capacité. De quoi permettre de récompenser les opérateurs pour le maintien de la capacité de leurs centrales électriques en toutes circonstances.

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La construction du projet pilote EolMed, un parc éolien en mer français, a franchi avec succès une première étape majeure. En effet, l’installation d’un hub électrique flottant (ou FEH  pour « floating electrical hub ») en Méditerranée, au large de Gruissan dans l’Aude, vient d’être achevée.

Installé à environ 18 km des côtes de Port-La-Nouvelle, le hub électrique flottant jouera un rôle central dans le fonctionnement du parc éolien EolMed. Il servira de point de connexion pour les éoliennes, centralisant l’énergie produite avant de la transmettre via un câble d’exportation. Ce câble achemine l’électricité du parc éolien vers le réseau électrique terrestre

C’est l’entreprise Bourbon Subsea Services qui a été chargée de remorquer la structure sur le site de production. Cette entreprise se chargera également du transport des éoliennes le moment venu. Le hub électrique est une imposante bouée de 16 mètres de diamètre pesant plusieurs centaines de tonnes. Il a été remorqué jusqu’à son emplacement grâce à un remorqueur releveur d’ancre et un robot sous-marin téléopéré (ROV) fourni par Bourbon. Ces ROV sont des véhicules sous-marins contrôlés à distance.

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Une mise en service reportée à 2025

Rappelons que le projet pilote EolMed, soutenu par l’ADEME, est développé par l’entreprise Qair, et inclut plusieurs investisseurs tels que TotalEnergie et BW Ideol. Son objectif est de tester la viabilité économique de l’installation d’éoliennes en mer flottantes à plus grande échelle, tout en contribuant à l’émergence de la filière éolienne en mer en Occitanie.

Les travaux de construction, entamés en mai 2022, prévoient l’installation de trois éoliennes Vestas V164 d’une puissance unitaire de 10 MW. Ces éoliennes seront montées sur des flotteurs en acier à une profondeur d’environ 60 mètres. Le parc éolien est estimé produire près de 110 GWh d’électricité par an, suffisant pour répondre aux besoins en électricité de 50 000 habitants du département de l’Aude.

Si la mise en service était initialement prévue pour 2024, elle est désormais reportée au troisième trimestre de l’année prochaine. L’installation des flotteurs en acier est prévue pour juin 2025. Une fois opérationnelles, les éoliennes devraient fonctionner pendant au moins 20 ans avant d’être démantelées ou prolongées.

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Il y aura désormais un petit bout de France dans les prochains Mégapack, ces batteries de 3 MWh fabriquées par Tesla ! Le constructeur américain vient, en effet, de commander pour 10 millions d’euros de panneaux pare-explosion à une PME française située près d’Angers, et compte les installer dans ses futures batteries.

STIF, une entreprise angevine (ou presque), vient de signer un contrat à 8 chiffres avec un nouveau client, et pas n’importe lequel : Tesla. La commande, d’un montant de 10 millions d’euros, porte sur la fabrication et la livraison, par STIF, de plusieurs milliers de panneaux anti-explosion destinés aux Mégapack de Tesla, ces BESS (Battery Energy Storage Solution) d’une capacité de 3 MWh qui ont la taille approximative d’un conteneur maritime. Pour mener à bien ses engagements, l’entreprise du Maine-et-Loire va devoir mettre les bouchées doubles, car Tesla espère atteindre une cadence de 40 GWh d’unités produites par an d’ici la fin de l’année 2024, et ce, rien que pour son usine de Lathrop, en Californie.

Les batteries stationnaires, des solutions de stockages explosives

Si Tesla commande des panneaux anti-explosions, c’est parce que les incendies provoqués par une batterie au lithium ayant surchauffé, s’ils sont peu fréquents, peuvent avoir des conséquences dramatiques. Du fait de leur composition chimique, ces batteries génèrent des incendies dont les températures peuvent atteindre 1 000 °C. Récemment, l’explosion d’une batterie domestique de 30 kWh, en Allemagne, a littéralement détruit la maison qui l’abritait. En 2021, c’est un Mégapack de Tesla qui avait pris feu dans la plus grande batterie stationnaire au monde, sans faire de victime.

Face à ce constat et face aux besoins pour stocker les surplus de production des énergies renouvelables à travers le monde, STIF a décidé, en 2022, de s’orienter vers la conception et la fabrication d’équipements de protection dédiés à ce type d’installation. L’entreprise propose ainsi des panneaux anti-déflagration, des déflecteurs, etc. Au vu de ce contrat avec Tesla, ce changement de cap semble déjà porter ses fruits. L’entreprise, qui a récemment été introduite en bourse, vise un chiffre d’affaires de 80 millions d’euros d’ici 2027.

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La garantie des panneaux solaires varie habituellement de 10 à 20 ans, bien que certaines marques puissent offrir jusqu’à 25, voire 30 ans pour leurs modèles les plus récents. AEG, une entreprise allemande spécialisée dans le domaine de la technologie solaire, repousse encore plus loin les limites en annonçant le lancement de modules photovoltaïques bénéficiant d’une garantie de 40 ans. Ces produits devraient être disponibles sur le marché courant premier semestre 2024.

Le modèle en question porte la référence AS-M1089B-GA (M10)/HV et se distingue principalement par sa technologie bi-verre qui contribue à sa longévité. Traditionnellement, les panneaux solaires sont composés d’une face avant en verre et d’une face arrière en film plastique, une configuration qui les rend vulnérables aux aléas climatiques tels que la grêle (les gros grêlons) et les vents violents. Mais depuis quelques années, la technologie bi-verre est apparue. Au lieu d’utiliser un film plastique à l’arrière, ces panneaux intègrent une seconde couche de verre. Ce choix de conception encapsule les cellules solaires entre deux couches de verre, offrant ainsi une protection supérieure et prolongeant significativement la durée de vie du module.

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Un rendement élevé et des performances presque linéaires

Les nouveaux modules solaires d’AEG intègrent la technologie All-back-contact ou ABC, qui révolutionnerait la conception traditionnelle des panneaux solaires. En déplaçant les contacts électriques à l’arrière des cellules, cette technologie libère entièrement la face avant, permettant ainsi une absorption optimale de la lumière. Ce procédé augmenterait la surface active pour la conversion d’énergie et confère aux modules une esthétique épurée grâce à leur finition noire uniforme. Ces améliorations permettent aux modules AEG d’atteindre un rendement jusqu’à 23,3 % à en croire les promesses de l’entreprise. Ce chiffre est assez élevé sachant que la fourchette typique est de 8 à 24 % pour les panneaux solaires. De plus, les cellules équipant le modèle sont de type N, qui, contrairement aux cellules P, sont beaucoup plus efficaces.

Le modèle propose une plage de puissance allant de 445 à 455 Wc. Selon AEG, la puissance effective durant la première année devrait maintenir au moins 99 % de sa puissance nominale, avec une dégradation annuelle maximale de seulement 0,4 % les années suivantes. Cela signifie qu’après 40 ans, la performance devrait rester à 83,4 % de la puissance initiale.

Il est important de noter que AEG n’est pas la première marque à proposer des panneaux solaires avec une garantie de 40 ans. L’entreprise Maxeon Solar Technologies basée à Singapour, par exemple, propose également des modules avec une garantie similaire depuis 2022. Ses produits promettent une puissance de sortie maintenue à 88,3 % après 40 ans. Cette concurrence souligne l’engagement croissant de l’industrie vers des solutions solaires durables et de hautes performances.

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Réseau de transport d’électricité (RTE) a publié son bilan électrique 2023. Il révèle notamment une consommation en berne, mais une hausse de la production de nos moyens bas-carbone (nucléaire, éolien, solaire et hydraulique). Résultat, les émissions de gaz à effet de serre de notre système électrique ont atteint leur niveau le plus bas depuis le début des années 1950.

« Il y a un an, nous étions au cœur d’un hiver difficile, un hiver marqué non pas par une, mais bien par trois crises énergétiques. Des crises indépendantes, mais simultanées qui avaient mis en tension notre système électrique. Une crise d’abord de l’approvisionnement en gaz à la suite de l’invasion de l’Ukraine par la Russie. Elle a provoqué une envolée des prix. Une crise ensuite de la production nucléaire française. Elle a alors atteint un minimum depuis 1988. Enfin, une crise de la production hydraulique du fait de faibles précipitations. Elle aussi a atteint un minimum depuis 1976. » C’est le rappel que Thomas Veyrenc, directeur général en charge de l’économie et de la prospective chez RTE, le gestionnaire du réseau de transport français, a tenu à faire en introduction de la présentation du bilan électrique 2023.

Retrouvez les principaux chiffres du bilan électrique 2023 dans notre tableau interactif ⬇️

Un nouveau recul de la consommation en 2023

« Aujourd’hui, la situation est très différente et notre système électrique a trouvé un nouvel équilibre » a-t-il ajouté. Nouvel équilibre, car les chiffres montrent que la situation demeure très différente, en revanche, de ce qu’elle était « avant la crise », à la fin des années 2010.

D’abord, la consommation d’électricité en France a continué de diminuer. Elle a reculé de 3,2 % par rapport à 2022 pour atteindre les 445,4 térawattheures (TWh) — après retraitement des effets liés à la météo. C’est même moins qu’en 2020, année marquée par la crise sanitaire. Et un recul de 6,9 % par rapport à la période d’avant-crise (moyenne 2014-2019). Les experts de RTE l’expliquent par une mobilisation continue en faveur des économies d’énergie et par une conjoncture macroéconomique dégradée.

Une forte progression de la production d’électricité

Dans le même temps, la production d’électricité en France a progressé. En 2023, notre pays a produit 494,3 TWh. C’est 11 % de plus qu’en 2022. Mais cela reste notamment inférieur à la production de 2020 qui avait atteint les 500 TWh en pleine crise sanitaire.

Cette hausse est en partie due au redressement de la production nucléaire qui est remontée à 320,4 TWh. Soit 41,5 TWh de plus qu’en 2022. Le niveau de production est toutefois resté en dessous de celui de la période avant-crise. La moyenne d’alors était de 394,7 TWh. Ce qui montre qu’après avoir été bousculé par les contrôles et les réparations liés au phénomène de corrosion sous contrainte et par la densification des arrêts dus aux visites décennales ainsi que par la perturbation des plannings de maintenance à la suite de la crise sanitaire, le parc nucléaire français n’est pas encore revenu à son fonctionnement nominal. L’enjeu des années à venir sera de retrouver de meilleurs niveaux de disponibilité et de production.

La production hydraulique est, quant à elle, revenue à un niveau conforme à ses moyennes historiques après une année 2022 marquée par une très faible pluviométrie. Avec une production de 58,8 TWh, elle se situe tout de même en dessus de la moyenne de 61,7 TWh enregistrée pour la période 2014-2019. Le résultat d’un début d’année encore plutôt sec.

Des niveaux records pour les productions éolienne et solaire

Ensemble, les productions éolienne et solaire ont fait mieux que l’hydraulique pour la deuxième année consécutive avec une production de 72,2 TWh. C’est près de 15 % de la production totale d’électricité en France.

L’éolien, surtout, a connu une excellente année. Il a battu son record de 2020 avec 48,7 TWh produits. Dépassant du même coup largement le volume de production des centrales au gaz fossile (30 TWh). Les effets conjugués de conditions météo favorables et d’un parc installé qui a poursuivi sa progression. L’éolien en mer commence aussi à apporter sa contribution. En 2022, il n’avait produit que 0,6 TWh. En 2023, avec trois parcs installés dont un totalement en service, il a grimpé à 1,9 TWh. Il est à noter aussi que l’éolien a pu contribuer à la sécurité d’approvisionnement lors des saisons froides, permettant de limiter le recours aux centrales alimentées par les combustibles fossiles. En janvier, mars et novembre 2023, la production éolienne a en effet avoisiné les 6 TWh.

Le photovoltaïque a connu une année record du côté de la production, avec 21,5 TWh, et du côté de l’installation de nouvelles capacités, de l’ordre de 3,2 GW contre 2,7 les deux années précédentes. Les experts de RTE remarquent que les capacités installées n’ont pas permis d’atteindre les objectifs fixés par les pouvoirs publics. Les retards, toutefois, correspondent à quelques mois de développement pour le solaire — au rythme moyen d’installation sur les cinq dernières années — et à environ un an et demi de retard en ce qui concerne l’éolien terrestre. Pour l’éolien en mer, environ deux parcs additionnels seraient nécessaires.

Les énergies fossiles en chute libre

L’autre bonne nouvelle du Bilan électrique 2023, c’est que le volume de production thermique fossile (gaz, fioul et charbon) a baissé de 34 % par rapport à 2022. Seulement 32,6 TWh produits au cours de l’année 2023. Le plus bas niveau depuis 2014. Le charbon n’a ainsi compté que pour 0,2 % du mix électrique de la France.

La première conséquence de tout cela, c’est que les émissions de gaz à effet de serre du système électrique français ont atteint, en 2023, un minimum historique : 16,1 millions de tonnes d’équivalent CO2 (MtCO_2eq). C’est le niveau le plus bas depuis le début des années 1950. Quel que soit le volume de production. Et c’est 32 % de moins qu’en 2022. Résultat, l’intensité de nos émissions — 32 g d’équivalent CO₂ par kilowattheure produit (gCO_2eq/kWh) — demeure parmi les meilleures d’Europe. Pour comparaison, celle de l’Allemagne est de l’ordre de 303 gCO_2eq/kWh. Par ailleurs, le taux de production d’électricité bas-carbone atteint 92,2 % en France en 2023. Du jamais vu depuis 73 ans.

L’autre conséquence, c’est que la France a retrouvé son rôle d’exportatrice nette d’électricité. En 2022, notre pays avait importé 16,5 TWh d’électricité, mais en 2023, 50,1 TWh ont été vendus à l’étranger. Un solde dans la moyenne de la dernière décennie et qui a permis à la France de réduire sa facture énergétique d’environ 4 milliards d’euros. Une broutille face aux 80 milliards d’euros que devraient nous coûter les énergies fossiles importées l’année dernière. On pourra peut-être se consoler un peu en notant que les exportations d’électricité bas-carbone françaises auront au moins permis aussi d’éviter des volumes non négligeables d’émissions dans des pays comme l’Italie (11 MtCO_2eq) ou l’Allemagne (5,4 MtCO_2eq). Le tout dans un mix électrique européen dans lequel les sources fossiles ont reculé de 11 % ces dix dernières années.

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Le stockage d’énergie peine à se faire reconnaître à sa juste valeur dans la transition énergétique. Cela pourrait changer avec les nouvelles ambitions européennes en la matière, qui pourraient faire du stockage la véritable pierre angulaire de ses objectifs climatiques.

Quand on parle de transition énergétique, de décarbonation et de sortie des énergies fossiles, on pense tout de suite aux énergies renouvelables, au premier rang desquelles l’éolien, l’hydroélectricité et le photovoltaïque. Et presque jamais de stockage. Pourtant, le développement des énergies renouvelables, et même du nucléaire, doit nécessairement s’accompagner d’une augmentation des capacités de stockage pour pallier la variabilité de leur production. Ce stockage peut s’effectuer avec différents moyens comme les batteries ou les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP).

Certains pays l’ont bien compris et ont accéléré le développement de leur capacité de stockage, comme l’Espagne qui investit pour financer des systèmes de stockage massif d’énergie. Il n’en va pas de même en France, qui ne ressent pas le besoin immédiat de développer ses capacités de stockage. Pourtant, un tel chantier prend du temps. Et comme nous l’indiquait Yannick Peysson, responsable du programme stockage et gestion de l’énergie à l’IFPEN, dans un précédent article sur le stockage, grand oublié de la transition énergétique, « c’est dès maintenant qu’il faut s’y mettre » pour répondre à la demande de demain.

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Le stockage d’énergie pris en compte par la Commission européenne

Toutefois, les choses pourraient s’accélérer sous la pression de la Commission européenne. Dans un communiqué de presse du 6 février 2024, l’instance recommande une réduction de 90 % des émissions nettes de gaz à effet de serre (GES) d’ici à 2040 (par rapport à 1990). Il s’agissait de déterminer l’étape intermédiaire de 2040, avant d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2050.

Et pour y parvenir, la Commission n’oublie pas le stockage, inclus dans les outils disponibles pour atteindre cet objectif intermédiaire : « le secteur de l’énergie devrait parvenir à une décarbonation complète peu après 2040, sur la base de toutes les solutions énergétiques à émissions nulles et faibles en carbone, y compris les énergies renouvelables, le nucléaire, l’efficacité énergétique, le stockage […] ». Le document ajoute qu’il sera nécessaire de mettre en place « des réseaux plus intelligents », « une flexibilité de la demande et des solutions de stockage ». Le développement des moyens de stockage d’énergie n’est donc plus une option et tous les États membres vont devoir s’y mettre.

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Le secteur européen de l’énergie solaire est actuellement confronté à des distorsions du marché. En conséquence, une importante usine de production de panneaux solaires basée en Allemagne, exploitée par Meyer Burger, est sur le point de fermer. Selon l’entreprise, contrairement à l’Europe, les États-Unis offrent un environnement de marché plus propice, devenant ainsi la destination privilégiée pour la poursuite des opérations.

Meyer Burger Technology AG, une société suisse leader dans le domaine des technologies solaires, envisage de fermer son usine de Freiberg, en Allemagne, d’ici avril 2024. Celle-ci est l’une des plus grandes installations de fabrication de panneaux solaires d’Europe. Cette décision stratégique fait suite à une perte substantielle enregistrée en 2023, avec un déficit d’EBITDA (bénéfice avant intérêts, taxes, dépréciation et amortissement) de plus de 133 millions d’euros, malgré un chiffre d’affaires avoisinant les 143 millions d’euros. Par ailleurs, une augmentation de la production couplée à une baisse des ventes a entraîné une surabondance de stock, atteignant 360 MW.

Toutefois, selon un communiqué de l’entreprise, la décision finale ne sera prise qu’à la mi-février 2024. Meyer Burger pourrait reconsidérer sa position si d’ici là, des mesures politiques ou économiques sont adoptées en Europe afin d’instaurer un environnement concurrentiel plus équitable. En cas de fermeture définitive, cette décision affecterait 500 employés. Parmi eux, des spécialistes en ingénierie, technologie et gestion d’approvisionnement pourraient être relocalisés au sein d’autres entités de Meyer Burger.

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Une détérioration de l’environnement du marché européen

Les pertes subies par Meyer Burger sont en grande partie attribuées à la détérioration du marché européen du solaire. « Compte tenu de la détérioration de l’environnement du marché européen, la poursuite de la production solaire européenne à plein régime n’est plus viable pour le moment », a déclaré la société dans son communiqué.

Par ailleurs, les prix des panneaux solaires en Europe ont chuté au cours de l’année 2023, une situation due à l’afflux de produits chinois. Après que les États-Unis ont restreint l’importation de panneaux solaires chinois, la Chine a massivement exporté vers l’Europe. Ces exportations importantes ont entraîné une augmentation considérable des stocks, contribuant à la chute des prix. Difficile, pour les fabricants européens, de rester compétitifs.

En outre, les producteurs européens s’inquiètent des conséquences potentiellement négatives de certaines barrières commerciales imposées par l’UE. Par exemple, le Mécanisme d’ajustement carbone aux frontières (MACF) impose un coût sur le CO2 émis lors de la production de chaque produit importé. Ce règlement concerne principalement des éléments spécifiques tels que l’hydrogène, le ciment, l’acier et l’électricité. Il permet d’équilibrer les prix des produits européens et de ceux importés. Or, parfois, lorsqu’il est difficile d’évaluer l’empreinte carbone d’un produit, le MACF ne s’applique pas, rendant son importation potentiellement plus attrayante en termes de coût, au détriment des fabricants locaux.

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Se délocaliser aux États-Unis ?

En parallèle à la potentielle fermeture de son usine en Allemagne, Meyer Burger prévoit d’établir sa présence aux États-Unis, conformément à sa stratégie de développement. Le pays est actuellement perçu comme le plus prometteur pour l’industrie solaire, essentiellement en raison des conditions de marché favorables. Depuis l’adoption de l’Inflation Reduction Act en 2022, une loi visant à stimuler l’énergie propre, la production photovoltaïque y bénéficie d’importantes subventions.

Aux États-Unis, les fabricants de panneaux solaires profitent également d’une base de coûts stable. Cette stabilité, touchant la production, les matières premières, la main-d’œuvre et la logistique, permet aux entreprises de planifier de manière plus efficace et de minimiser les risques financiers liés aux fluctuations de coûts.

En outre, le marché américain offre la possibilité de conclure des contrats d’achat à long terme. Meyer Burger, par exemple, possède déjà un carnet de commandes conséquent aux États-Unis, avec des accords d’achat totalisant 5,4 GW. L’entreprise prévoit de lancer la production de modules photovoltaïques dans sa nouvelle usine de Goodyear, en Arizona aux États-Unis, dès le deuxième trimestre 2024.

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La Chine continue sa course folle vers la décarbonation en installant à tout-va des éoliennes, des centrales nucléaires, et surtout des panneaux solaires. Rien que sur l’année 2023, le pays a mis en service presque autant que la totalité de la puissance photovoltaïque installée en Europe.

Dans la course aux énergies renouvelables, la Chine marque, chaque année un peu plus, sa domination sans partage, et 2023 ne fait pas exception. Sur l’année, le pays annonce avoir installé un chiffre record de 216,88 GWc de panneaux photovoltaïques. C’est 129 GW de plus que sur l’année 2022.

À titre de comparaison, l’Europe, qui a également réalisé une année record sur le sujet, n’a installé que 55,9 GWc. Plus impressionnant encore, la Chine a réussi à installer, en une seule année, 80 % de la puissance totale dont dispose l’Europe à la fin 2023. Celle-ci s’élève, en effet, à 263 GWc selon SolarPower Europe. Pour parvenir à de tels chiffres, le pays a pu compter sur des investissements massifs atteignant plus de 87 milliards d’euros.

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La Chine, baromètre mondial du développement des énergies renouvelables

Longtemps critiquée pour ses émissions colossales de CO2, la Chine semble avoir pris la mesure du défi de la décarbonation, et se donne les moyens de le surmonter, malgré une consommation électrique extrêmement élevée (presque 6 millions de GWh en 2016). Les chiffres annoncés par l’Administration nationale de l’énergie chinoise sont le reflet d’une réalité limpide : la Chine est le leader incontesté de la production d’énergie décarbonée dans le monde. Et ce n’est pas près de s’arrêter : dans son rapport prévisionnel s’étendant sur la période 2023-2028, l’Agence internationale de l’énergie rapporte que sur les cinq prochaines années, la Chine devrait installer plus de 2000 GW d’énergies renouvelables. C’est quatre fois plus que l’Europe sur la même période, et cinq fois plus que les États-Unis.

Outre les moyens de production d’énergie non pilotable, la Chine développe aussi des capacités de stockage hors norme en étant, par exemple, le pays disposant de la plus grande puissance de STEP installée et espère atteindre les 270 GW de puissance d’ici 2025. Enfin, côté nucléaire, si le pays était le deuxième mondial en termes de production électrique en 2021, derrière les USA, ce n’est qu’une question d’années avant que le pays prenne la tête du classement grâce à tous ses réacteurs nucléaires en cours de construction.

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La production des fromages de qualité est une activité ô combien importante dans notre pays. Elle peut de plus être reliée à nos sujets favoris : il est possible, en effet, de produire en même temps de la chaleur, de l’électricité, et du fromage ! Comment ? C’est ce que nous vous proposons de découvrir dans cet article…

Le Beaufort est un fromage emblématique de la Savoie. D’Appellation d’origine protégée (AOP), il est produit à partir du lait de vaches Tarine et Abondance. Ces races montagnardes s’alimentent dans les alpages des vallées du Beaufortain, d’une partie du Val d’Arly, de la Tarentaise et de la Maurienne.

La production du fromage génère des co-produits organiques. En effet, pour chaque kilogramme de Beaufort, il est nécessaire d’utiliser 10 kg de lait. Les 9 kg restants forment un autre produit : le lactosérum, plus communément appelé le « petit lait ». Le lactosérum est un mélange aqueux, contenant encore de la matière grasse, des protéines et du lactose.

Le lactosérum est traditionnellement valorisé par la fabrication de produits secondaires. En particulier, les matières grasses sont utilisées pour produire du beurre, tandis que les protéines sont utilisées pour produire de la ricotte, l’équivalent français de la ricotta italienne, et de la poudre de protéine. Cette dernière est utilisée comme complément alimentaire pour les enfants, les séniors ou les sportifs de haut niveau.

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Le sucre est valorisé pour produire de l’électricité et de la chaleur

Une fois le petit lait déprotéiné et dégraissé, il reste de l’eau et du lactose, c’est-à-dire du sucre. Et c’est ce sucre qui peut être transformé en biogaz dans une unité de méthanisation, par l’action de bactéries. Le biogaz peut ensuite être utilisé par alimenter un cogénérateur, qui produit non seulement de l’électricité mais aussi de la chaleur. L’électricité est vendue à EDF, tandis que la chaleur peut être utilisée directement dans le procédé, par exemple pour la pasteurisation ou la production d’eau chaud pour le nettoyage.

L’Union des producteurs de Beaufort (UPB) a construit Savoie Lactée en 2015 pour mettre en œuvre l’ensemble de ce procédé de valorisation du lactosérum. Pour l’UPB, ce sont en moyenne 200 000 L qui sont traités chaque jour dans l’installation, issus de la production de 650 éleveurs et 9 coopératives fromagères.

Ce lactosérum permet de générer plus de 1,5 millions de m³ de biogaz par an. Ainsi, ce sont de 3,0 à 3,5 GWh/an d’électricité qui sont produits et revendus à EDF, soit l’équivalent de la consommation en électricité de 600 foyers. La production d’électricité est supérieure aux besoins de l’installation. Quant à la chaleur, le cogénérateur permet de couvrir environ 70% des besoins à partir du biogaz. Le complément est assuré par du gaz naturel, notamment lorsque la production est plus la faible au cours de son cycle saisonnier, notamment en automne.

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D’importantes économies à la clé

Le procédé est basé sur deux solutions brevetées de la société VALBIO : le traitement par méthanisation METHACORE, et le traitement GSBR, destiné aux résidus ultimes issus de la méthanisation. L’ensemble de la chaîne conduit à une eau suffisamment pure pour être rejetée sans risque dans l’Isère, c’est-à-dire dans le milieu naturel. Les contrôles environnementaux sont réguliers et rigoureux.

Les résidus de lactosérum était auparavant expédiés par camion pour traitement ; aujourd’hui, le traitement peut se faire localement, permettant de réduire de plus de 90% les besoins de transport. Le cumul passé de 800 000 km à 70 000 km. Pierre-Alexandre Vernerey, responsable du site nous indique : « Aujourd’hui, nous ne pourrions nous passer de l’unité de méthanisation. Elle est en outre autonome du point de vue financier. Nous avons prévu son extension de façon à pouvoir traiter plus de lactosérum».

L’installation Savoie Lactée a ainsi permis d’implanter localement une solution visant non seulement à limiter la pollution, mais à convertir des déchets en ressources et en énergie, et ce dans une perspective locale.

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Le CNRS le présente comme le flux d’hydrogène naturel le plus important au monde. Il a été découvert en Albanie. Mais il ne devrait pas suffire à pousser l’hydrogène en bonne place dans notre mix énergétique.

De plus en plus de pays rêvent d’un hydrogène produit en quantité pour accélérer leur transition énergétique. L’ennui, c’est que pour l’heure, l’hydrogène est surtout extrait de ressources fossiles dans un processus qui émet des gaz à effet de serre. L’ambition pour le futur, c’est de réussir à en fabriquer massivement grâce à une électricité bas carbone. Renouvelable ou nucléaire. Mais l’opération demeure coûteuse. Alors certains placent leurs espoirs dans celui que les experts ont pris pour habitude d’appeler l’hydrogène blanc.

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La course à l’hydrogène naturel est lancée

L’hydrogène blanc, c’est un hydrogène produit naturellement par notre Terre. Au cours de réactions d’altération des métaux au fond des océans, par exemple. Avec des taux de production possiblement lents, il pourrait ne pas être tout à fait renouvelable. Et puis, l’hydrogène blanc profite à toute une biosphère fragile que nous serions avisés de prendre en compte. Enfin, comme son cousin l’hydrogène vert, il pourrait s’avérer difficile et coûteux à exploiter. Surtout à grande échelle.

Des start-ups se sont pourtant déjà lancées dans le business. Même en France, des demandes de permis d’exploration de l’hydrogène naturel ont été déposées. Les chercheurs, quant à eux, se sont mis en quête de plus de sources. Une équipe de géologues raconte ainsi, dans la revue Science, comment elle a mis la main sur celle qu’elle qualifie de plus grande émanation d’hydrogène au monde dans une mine de chrome, en Albanie.

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De l’hydrogène blanc en quantité au fond d’une mine

D’autres travaux avaient déjà montré l’existence d’un important réservoir d’hydrogène dans la région. Il est apparu il y a des millions d’années, à la faveur de mouvements de la croûte terrestre. Lorsque des morceaux de plaque océanique ont été poussés sur la plaque continentale.

Aujourd’hui, les chercheurs rapportent que de grandes quantités de cet hydrogène blanc presque pur s’infiltrent par des évents et bouillonnent dans les bassins de drainage de la mine. Et par « grandes quantités », les chercheurs entendent quelque 200 tonnes par an depuis au moins six ans. C’est de l’ordre de 1 000 fois plus que ce qui a pu être mesuré sur d’autres sites semblables dans le monde !

Les experts soulignent que les régions dans lesquelles les mêmes mouvements de croûte terrestre se sont produits par le passé sont nombreuses. Il pourrait ainsi être intéressant d’aller y voir de plus près. Toutefois, il reste encore à développer une technologie qui permettrait de capturer ce type d’hydrogène naturel de manière propre et économique. Le ministère américain de l’Énergie y a alloué 20 millions de dollars. Précisant qu’il faudrait se concentrer sur des gisements d’au moins 10 millions de tonnes d’hydrogène blanc. Or celui découvert en Albanie pourrait ne pas dépasser les 50 000 tonnes… Tout de même de quoi, potentiellement, alimenter localement une centrale de production d’électricité au gaz.

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À la différence de l’électricité, la chaleur est une forme d’énergie facile à stocker. Elle peut être conservée dans une variété de matériaux tels que l’eau, la céramique, le sable ou la brique réfractaire, pour n’en citer que quelques-uns. Dans ces cas, la chaleur est stockée sous sa forme sensible, qui est directement liée à la température du matériau. Toutefois, il existe également des méthodes de stockage de chaleur latente, où le matériau subit un changement d’état. C’est cette méthode de stockage que l’entreprise Grims Énergies a choisi d’exploiter.

Dans un réseau de chaleur, la demande en énergie varie en fonction de nombreux facteurs, tels que la météo, l’heure de la journée, le jour de la semaine, et les saisons. Cette variation peut être importante et imprévisible, ce qui complique la gestion efficace du réseau. Pour maintenir un équilibre entre l’offre et la demande, le gestionnaire doit réguler en permanence la production et la distribution de chaleur. Cela peut impliquer l’ajustement de la production des centrales de chauffage, mais également l’utilisation d’un système de stockage d’énergie thermique.

Afin de répondre à ce besoin, cette entreprise française, Grims Énergies, en collaboration avec le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA), propose une nouvelle technologie modulaire pour stocker la chaleur en exploitant un matériau à changement de phase. Baptisée Grimsbox, leur solution se veut être une alternative plus efficace et plus compacte que les traditionnels ballons tampon.

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Stockage thermique dans un matériau à changement de phase

Les matériaux à changement de phase (MCP) possèdent la capacité de changer d’état physique à une température déterminée, un processus au cours duquel ils absorbent, stockent, ou libèrent une importante quantité d’énergie thermique. Plus spécifiquement, ces matériaux captent la chaleur latente lors de leur passage de l’état solide à liquide et la relâchent lorsqu’ils redeviennent solides.

Pour sa part, Grims Énergies affirme utiliser un MCP « biosourcé » qui aurait une densité de stockage cinq fois supérieure à celle de l’eau. La batterie Grimsbox est équipée d’un échangeur thermique tubulaire traversé par un fluide caloporteur pour apporter ou retirer la chaleur. Le système intègre également de la mousse métallique, un matériau poreux composé de métal et d’espaces d’air, qui optimise l’échange de chaleur avec le MCP.

Conçue principalement pour les réseaux de chaleur urbains, la Grimsbox trouve également des utilisations dans les habitations individuelles, et surtout dans les usines où elle permet de récupérer et de valoriser la chaleur fatale.

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Une première installation dans le quartier Eurêka

La technologie Grimsbox a été déployée pour la première fois en 2022 dans le quartier Eurêka de Castelnau-le-Lez, à Montpellier. Eurêka est un projet pilote s’étendant sur 39 hectares, conçu autour de trois axes principaux : la connectivité, l’écologie et la mixité intergénérationnelle. Dans ce cadre, les modules de batteries thermiques Grimsbox ont été installés dans les sous-stations — points intermédiaires entre la centrale de chauffage et les utilisateurs finaux — du quartier. Les batteries thermiques ont des capacités variant entre 30 et 100 kWh. Ces installations permettent de gérer efficacement les pics de demande en chauffage du quartier.

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Le parc offshore de Saint-Brieuc collectionne, contre son gré, les déchets flottants. Mais grâce à un Appel à manifestation d’intérêt (AMI) dédié, cette problématique pourrait devenir un atout pour la dépollution de la baie de Saint-Brieuc. 

Depuis le début du chantier du parc éolien offshore de Saint Brieuc, l’espagnol Iberdrola, par l’intermédiaire de sa filiale Ailes marines, est confronté à un problème inédit : une quantité importante de déchets flottants vient s’accumuler dans les 62 fondations jacket du site. Selon l’exploitant, il s’agit d’une situation exceptionnelle. En effet, aucun autre de ses autres parcs offshore en service, au Royaume-Uni comme en Allemagne, ne subit une telle concentration d’objets flottants. Pour le moment, les raisons de cette accumulation n’ont pas été déterminées. Ce phénomène pourrait être provoqué par une source de pollution distincte, ou tout simplement résulter d’une convergence de courants marins. En tout état de cause, Iberdrola cherche activement une solution pour collecter, puis traiter ces déchets.

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Un Appel à manifestation d’intérêt pour régler le problème

Pour y parvenir, l’entreprise a lancé, en partenariat avec le Pôle Mer Bretagne, un Appel à manifestation d’intérêt (AMI). Cette procédure permettra d’identifier des acteurs économiques susceptibles de répondre à la problématique et ainsi d’élaborer une solution pertinente vis-à-vis de la situation.

Lancée en octobre, cet AMI vise à mettre au point une solution innovante à intégrer au parc éolien pour collecter et traiter les déchets flottants. Cette solution devra permettre de minimiser l’impact de ces déchets sur les infrastructures et les outils nécessaires au fonctionnement du parc éolien. Les déchets, une fois collectés, devront être traités de manière adaptée. Au terme de la procédure, trois lauréats seront désignés et pourront présenter leur solution technique lors du salon FOWT (Floating Offshore Wind Turbine), un évènement international dédié à l’éolien offshore qui se tiendra à Marseille du 24 au 26 avril 2024.

Iberdrola et le Pôle Mer Bretagne profitent également de cet appel à manifestation d’intérêt pour trouver des acteurs capables d’améliorer le suivi de la biodiversité autour du parc éolien grâce à une optimisation du monitoring et ainsi limiter les interventions en mer.

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L’avenir des parcs éoliens offshore est-il multi-usage ?

Dans le contexte de la transition écologique, la notion d’optimisation des usages revient en permanence, et les parcs éoliens n’échappent pas à cette règle. Production d’hydrogène, élevage piscicole, borne de recharge flottante, les expérimentations se multiplient pour trouver des usages complémentaires aux parcs offshore.

En Chine, le géant Mingyang Smart Energy a mis au point un prototype de fondation d’éolienne accueillant une ferme piscicole. Équipée de vastes filets, cette ferme, entièrement gérée à distance, pourrait accueillir jusqu’à 150 000 poissons dans un volume d’eau d’environ 5 000 mètres cubes. Des expérimentations ont également lieu pour la mise en place d’aquaculture multitrophique intégrée au sein de parcs éoliens offshore. Une étude de ce type a notamment eu lieu pour le parc de Saint-Brieuc.

D’autres projets visent à permettre la production d’hydrogène directement au niveau des parcs éoliens offshore, ce qui permettrait d’utiliser le surplus d’électricité produite. C’est ce que Vattenfall envisage avec son « Hydrogen Turbine 1 ». En France, l’entreprise Lhyfe expérimente une plateforme flottante de production d’hydrogène au large de Saint-Nazaire.

Grâce à cet appel à manifestation, le parc de Saint-Brieuc pourrait participer à la dépollution de la baie du même nom, et poser les bases d’un nouvel usage pour les parcs éoliens offshore, à savoir la collecte des déchets flottants.

 

 

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Avec la transition énergétique, les besoins en flexibilité du réseau électrique augmentent. Le stockage par batterie peut répondre à certains d’entre eux. En 2023, il s’est assez largement développé en France.

D’un côté, des énergies renouvelables de plus en plus présentes. De l’autre, des productions fossiles pilotables qui diminuent. Et à la croisée des chemins, des besoins en flexibilité qui augmentent. En 2022, le stockage d’électricité par batterie a ainsi connu un essor marqué en Europe. Selon les données publiées par RTE, le gestionnaire du réseau de transport français, la puissance installée des batteries en France était de l’ordre de 490 MW cette année-là alors qu’elle n’était que de 316 MW en 2021. Qu’en est-il pour 2023 ? de nouvelles capacités ont été installées pour atteindre une puissance de 807 MW.

Le gigawatt n’est donc pas encore atteint. À noter que RTE ne communique malheureusement pas sur la capacité totale des batteries en terme d’énergie stockée.

Les capacités de stockage par batterie ont d’abord été installées sur les territoires insulaires, non interconnectés par nature, et riches en énergies renouvelables, notamment en solaire. Par exemple en Guadeloupe et en Martinique. Le plus grand système de stockage par batterie du pays (200 MWh) est d’ailleurs en cours de construction en Nouvelle-Calédonie.

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De nombreux projets de stockage par batterie en France

Aujourd’hui, de nombreux projets visent aussi la France métropolitaine. Il y a quelques mois, par exemple, Q Energy s’est lancé dans la construction de l’un des plus grands projets de stockage d’énergie par batterie en France sur le site de la centrale électrique Emile Huchet (Saint-Avold). Une batterie de 35 MW/44 MWh qui s’inscrit dans le projet de décarbonation du site. Et Q Energy projette de déployer, au total, 400 MW de stockage par batterie en France.

« Il est peu probable que tous les projets de connexion de batteries au réseau électrique français aillent jusqu’au bout », estime Thomas Veyrenc, directeur général en charge de l’économie et de la prospective chez RTE. « Parce que les acteurs cherchent encore le bon modèle d’affaires. Il y aura une poursuite du développement des batteries sur notre réseau, mais aujourd’hui, il serait présomptueux de dire dans quelles proportions. »

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Le stockage par batterie, une solution parmi d’autres

Rappelons que les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) demeurent, de très loin, le principal moyen de stockage exploité en France avec une puissance installée de 5,1 GW. Toutefois, l’usage de ces moyens de stockage n’est pas nécessairement le même. Les STEP, surtout les STEP dites hebdomadaires, peuvent stocker des volumes plus importants et ainsi, aider à lisser la production éolienne de toute une semaine. La contribution des batteries, quant à elle, demeure intrajournalière — certaines STEP rendent également ce service. Celles-ci, en effet, stockent les surplus de production photovoltaïque, par exemple, de l’après-midi pour les restituer quelques heures plus tard. Un service proche de celui assuré par la flexibilité de la demande qui devrait être utile dans les scénarios de fort développement du solaire en Europe. Avec leur temps de réponse rapide, les batteries peuvent aussi répondre à des besoins de flexibilité de l’ordre de quelques secondes. Elles sont ainsi de plus en plus envisagées comme des solutions idéales à la régulation de fréquence essentielle à l’équilibre de notre système électrique.

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Avez-vous déjà vu les images d’une réaction de fusion nucléaire ? Maintenant, oui ! L’autorité britannique de l’énergie atomique vient de dévoiler les images de l’une des dernières expérimentations du JET, un tokamak de 2800 tonnes qui devrait prendre sa retraite en 2024. 

Voici des images d’un nouveau record dans le domaine de la fusion nucléaire. Pour l’une de ses dernières grandes expérimentations, le JET (Joint European Torus) a réussi à générer 69 MJ d’énergie sur une durée de 5 secondes, battant ainsi son propre record de 59 MJ réalisé en 2022.

🌍 BREAKING NEWS – New #FusionWorldRecord!

Joint European Torus (JET), one of the world’s largest & most powerful fusion machines, demonstrated the ability to reliably generate fusion energy, whilst simultaneously setting world-record in energy output.➡ https://t.co/eVRlJQ0THa pic.twitter.com/erAMBPOJGp

— UK Atomic Energy Authority (@UKAEAofficial) February 8, 2024

Pour réussir cette expérimentation, les équipes du JET ont injecté 0,2 milligrammes d’un mélange de tritium et de deutérium dans le tokamak, une chambre magnétique de 2800 tonnes en forme de donut. L’intérieur de cette chambre a ensuite été porté à une température supérieure à 150 millions de degrés afin de générer un plasma, un état physique dans lequel les noyaux des atomes sont débarrassés d’une partie de leurs électrons. Dans ces conditions, les atomes de tritium et de deutérium peuvent fusionner pour former un nouvel atome plus lourd : l’hélium. Ce processus de fusion génère une quantité très importante d’énergie.

Néanmoins, le chemin vers un réacteur à fusion nucléaire commercial est encore très (très) long. Pour que la fusion puisse devenir une véritable source d’énergie, il faut que le rapport, appelé Q, entre l’énergie produite par la réaction, et l’énergie consommée pour la rendre possible, soit supérieur à 1. À partir du moment où la quantité d’énergie produite est supérieure à la quantité d’énergie consommée, la réaction peut s’auto-entretenir. Or, sur cette expérimentation, le coefficient Q n’a été que de 0,33.

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Des résultats importants pour le développement d’ITER

Cette expérimentation, la dernière du tokamak JET, qui a été mis en service en 1983, devrait livrer de nombreux enseignements pour le développement d’ITER, un projet en cours de construction dans le sud de la France et réunissant près de 35 pays. Le tokamak situé au cœur d’ITER devrait peser 23 000 tonnes.

Ce dernier est la pierre angulaire de la recherche internationale sur la fusion nucléaire. Il a été conçu pour démontrer la faisabilité d’une réaction auto-entretenue, et vise à atteindre un rapport Q=10. En d’autres termes, il doit permettre au plasma de générer 10 fois plus d’énergie qu’il n’en a été nécessaire pour le créer. Si les premières expérimentations devaient avoir lieu en 2020, les retards se sont enchaînés face à la vaste complexité du projet. La date de réalisation du premier plasma a été repoussée à 2030.

 

 

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Les constructions de parcs éoliens offshore, en France, commencent enfin à s’enchaîner. Désormais, c’est le parc situé au sud de l’île de Noirmoutier qui rentre en phase chantier. Il devrait être mis en service en 2025.

Les choses sérieuses vont bientôt commencer, du côté du futur parc éolien offshore situé entre les îles d’Yeu et de Noirmoutier. Un chargement de 11 monopieux en provenance de Chine, est, en effet, sur le point d’arriver dans le port de la Rochelle.

Depuis cet été déjà, quand on regarde l’horizon depuis la pointe de l’Herbaudière, on peut observer plusieurs navires qui s’affairent sur l’emplacement du futur parc. Et pour cause, l’entreprise DEME réalise des opérations de nivellement du fond marin afin de préparer la pose des futures fondations. Depuis mi-décembre, on peut même apercevoir le Scylla, l’un des plus gros navires auto-élévateurs au monde, qui s’occupe de la préparation des fondations de la sous-station. Celle-ci devrait être posée d’ici mai ou juin 2023.

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Démarrage imminents des travaux pour les fondations

L’arrivée des monopieux indique que les travaux concernant les fondations des 62 éoliennes Siemens Gamesa de 8 MW ne devraient plus tarder. Au total, les 496 MW de puissance du parc devraient permettre d’alimenter l’équivalent de 800 000 habitants, soit plus que le département de la Vendée.

Côté raccordement, RTE a pris de l’avance puisque les travaux des 29 kilomètres de la liaison terrestre, entre la Barre de Monts et Soullans, ont débuté dès l’été 2022. Un transformateur de 160 tonnes vient d’ailleurs de rejoindre son emplacement définitif, à Soullans. Durant l’année 2024, les équipes de RTE vont désormais déployer la partie sous-marine du câble, d’une longueur de 27 kilomètres.

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Une grande partie de composants fabriqués en France

Si les monopieux ont été fabriqués en Chine par le groupe industriel Dajin Heavy Industry, de nombreux autres éléments des éoliennes sont Made in France. Les pales et les nacelles sont fabriquées au Havre tandis que les mâts sont réalisés à Brest. Même les couronnes de rotation, qui devaient initialement provenir d’un fournisseur chinois, seront en fait fabriquées à la Bruffière, en Vendée. Ce roulement, fixé en bout de pale, permet la rotation de celle-ci en fonction des conditions météorologiques.

Les différents éléments seront progressivement acheminés sur le port de Saint-Nazaire pour y être assemblés. C’est d’ailleurs non loin de là, aux Chantiers de l’Atlantique, qu’a été fabriquée la sous-station du parc.

 

 

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Les objectifs climatiques en ligne de mire

Commençons par le début du message : « maintenir une trajectoire de 1,5 °C », c’est-à-dire contenir le réchauffement climatique à une température de +1,5 °C maximum. C’est bien l’objectif fixé par l’Accord de Paris du 4 novembre 2016.

Ensuite, « il faut réduire de 80 % les émissions de gaz à effet de serre d’ici à 2035 ». Au niveau de l’Union européenne, le plan « Fit for 55 » prévoit de réduire d’au moins 55 % les émissions de gaz à effet de serre (GES) d’ici 2030. L’objectif étant d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Dans une récente recommandation du 6 février 2024, la Commission européenne envisage l’étape intermédiaire de 2040. À cette date, il faudra avoir réduit les émissions de 90 %.

Reste à évoquer la suite du message qui porte sur les moyens pour parvenir à atteindre ces objectifs climatiques et notamment la place que peut prendre le nucléaire.

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Le déploiement du nucléaire est long : vrai

Pour Greenpeace, les enjeux climatiques se jouent à court terme, ce qui n’est pas compatible avec le déploiement du nucléaire, beaucoup trop long, sans parler de son coût élevé.

Évoquons d’abord le temps nécessaire au déploiement du nucléaire. La construction d’une paire de réacteurs prend beaucoup de temps, c’est vrai. Dans son plan de relance du nucléaire, l’État prévoit la construction de 6 réacteurs de type EPR2 d’ici 2050. Une durée de 25 ans est planifiée pour la mise en route de ces réacteurs, avec une marge de deux ans pour d’éventuels retards dans le chantier (Source : vie-publique).

Parce qu’il peut y avoir des retards. Quand on évoque la durée des chantiers en matière de nucléaire, on pense forcément aux déboires de l’EPR de Flamanville. Sa construction a débuté en 2007 et devrait se terminer (enfin) mi-2024 après de très nombreux reports.

Compte tenu de ces éléments, on peut dire effectivement que le temps de déploiement du nucléaire est long, même si les pouvoirs publics tentent d’améliorer la situation en allégeant les contraintes administratives, avec la loi sur l’accélération du nucléaire du 22 juin 2023.

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Le déploiement des énergies renouvelables est plus rapide : vrai

Si le nucléaire est long à mettre en place, qu’en est-il des énergies renouvelables ? Pour l’éolien terrestre, il faut compter entre 7 et 10 ans depuis l’étape de prospection et d’analyse de préfaisabilité jusqu’au raccordement. Ce délai est nécessaire pour passer par de nombreuses phases : celle de concertation, celle des expertises environnementales, l’enquête publique, la demande d’autorisation environnementale, la décision du prêt et le déroulement du chantier (Source : Info-eolien). Cette durée est valable uniquement si le projet ne fait pas l’objet de recours juridique. Si tel est le cas, il faut ajouter le temps (long) de la procédure.

Pour l’éolien en mer, il faut compter entre 8 et 10 ans pour développer un projet, même si la loi d’accélération de la production d’énergies renouvelables du 10 mars 2023 vise à accélérer les procédures (Source : Engie.com). En pratique, pour le parc éolien en mer de Saint-Nazaire par exemple, le début de la concertation date de janvier 2007 et la mise en service a eu lieu en janvier 2022. Il aura donc fallu 15 ans (Source : Site officiel du parc de Saint-Nazaire).

Cela reste plus rapide que le nucléaire. Mais rappelons que la puissance installée n’est pas la même. Alors qu’une paire d’EPR2 est dotée d’une puissance de 3340 MW, le parc éolien de Saint-Nazaire est doté d’une puissance totale de 480 MW, pour un facteur de charge en faveur du nucléaire. La durée d’exploitation est également différente. Elle est prévue pour durer environ 25 ans pour le parc éolien en mer de Saint-Nazaire alors qu’une paire d’EPR2 doit pouvoir fonctionner pendant 60 ans.

Pour les centrales solaires, la durée de construction est plus courte, entre 1 an et 2 ans et demi pour une exploitation prévue entre 20 et 30 ans (Source : Eco-delta).

Ainsi, oui le nucléaire est long à déployer, et plus long que l’éolien et le photovoltaïque. Mais sa durée d’exploitation et sa puissance sont plus importantes. C’est également à prendre en compte dans l’analyse, pour être totalement objectif.

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Le prix du nucléaire VS le prix des énergies renouvelables

Passons ensuite au coût d’installation du nucléaire. L’affirmation selon laquelle l’atome est cher est vraie.

Pour les nouveaux chantiers d’EPR2, le coût est estimé à 51,7 milliards d’euros pour trois paires de réacteurs. Mais il n’est pas déraisonnable d’envisager des retards qui engendreraient un surcoût de l’ordre de 4,6 milliards. Ces montants intègrent les coûts du démantèlement de la gestion des déchets (Source : Vie-publique).

Le nucléaire est donc très coûteux, mais il faut mettre en perspective ce prix avec la puissance des parcs ainsi que leur durée d’exploitation que l’on a citées précédemment.

Pour l’éolien et le solaire, les prix sont beaucoup plus faibles. Par exemple, le parc éolien de Saint-Nazaire a nécessité un investissement de 2 milliards d’euros, selon les informations du site officiel.

Pour une meilleure comparaison, Greenpeace a publié une étude sur les coûts des énergies renouvelables et du nucléaire en novembre 2021. Il était apparu que le photovoltaïque au sol et l’éolien terrestre étaient les moins coûteux avec un coût de production inférieur à 60 euros/MWh. À l’opposé, l’EPR de Flamanville apparaît comme exceptionnellement coûteux du fait du retard du chantier et de l’explosion des sommes engagées (164 euros/MWh). Le photovoltaïque résidentiel apparaissait onéreux également (161 euros/MWh).

Enfin, le parc nucléaire existant, avec 72 euros/MWh, se situe à un niveau comparable avec celui des centrales solaires sur grandes toitures ou en ombrières (68 euros/MWh). Toutefois, si les coûts du nucléaire sont amenés à augmenter, c’est l’inverse pour le photovoltaïque dont le prix ne fait que baisser.

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Le nucléaire, indispensable à la transition énergétique française

Le nucléaire est donc bien lent à déployer et coûteux, mais il faut tout de même apporter une nuance à ce propos.

En effet, il n’est pas question en France d’entamer un investissement dans le nucléaire qui serait effectivement trop long pour en tirer les bénéfices à court terme. Le pays est déjà doté de 56 réacteurs nucléaires qui permettent déjà d’assurer la majorité de la production électrique nationale de façon décarbonée.

Aujourd’hui, le pays ne peut donc pas se permettre de se passer du nucléaire pour effectuer sa transition énergétique. Les réacteurs nucléaires sont déjà là, il est d’ailleurs question de prolonger leur durée de vie et d’en ajouter de nouveaux pour accompagner la décarbonation de nos usages.

Pour autant, cela ne veut pas dire qu’il faut tout miser sur le nucléaire. Ce n’est d’ailleurs pas la politique actuelle en France. Dans son discours de Belfort de février 2022, Emmanuel Macron a indiqué vouloir unir tous les moyens de produire une électricité décarbonée, à la fois, en redynamisant la filière du nucléaire et en développant massivement les énergies renouvelables.

Ainsi, pour atteindre nos objectifs climatiques dès 2035, comme indiqué dans la publication de Greenpeace, on ne pourra pas compter sur les nouveaux réacteurs qui seront inachevés à cette date. Mais on pourra compter sur l’ensemble du parc nucléaire existant ainsi que sur les différentes structures de production d’énergies renouvelables qui existent déjà et sur celles qui seront mises en place d’ici là.

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Dogger Bank doit devenir la plus grande ferme éolienne en mer du monde, mais son installation a pris du retard. La cause principale ? Le manque de navires pour transporter les éoliennes sur le site.

Dogger Bank, c’est un immense banc de sable situé en mer du Nord. Une zone peu profonde, presque à mi-chemin entre le Danemark et le Royaume-Uni. C’est aussi le lieu qui a été retenu pour construire un gigantesque parc éolien en mer. Pas moins de 280 éoliennes géantes pour une capacité installée de 3,6 gigawatts (GW). Le projet se découpe en trois phases. Et depuis son lancement, la première phase de 1,2 GW, Dogger Bank A, imaginée pour s’étendre sur une superficie de plus de 500 km², connaît quelques déboires.

Des difficultés d’adaptation des équipements à un projet situé à plus de 120 km des côtes avaient déjà fait chuter les objectifs. Les premières éoliennes de type GE Haliade-X, des éoliennes de 13 MW parmi les plus grandes et les plus puissantes au monde, ont pourtant bien commencé à être installées au large. Et même à produire de l’électricité en octobre dernier. Avec, malgré tout, plusieurs mois de retard déjà sur le planning.

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Un retard qui ne compromet pas le projet de parc éolien en mer de Dogger Bank

Et SSE Renewables, le spécialiste britannique de l’énergie renouvelable, vient de confirmer que le projet allait prendre encore un peu plus de retard. En cause, cette fois : des conditions météorologiques défavorables, mais aussi des retards dans la chaîne d’approvisionnement et le manque de disponibilité des navires-transporteurs.

SSE Renewables avait prévu d’installer pas moins de 95 éoliennes sur le site d’ici à la moitié de l’année 2024. Or, depuis le début du chantier, seulement 7 ont pu être achevées. Le début de l’exploitation commerciale des phases B — dont la construction a pourtant également déjà pris du retard — et C du parc éolien offshore de Dogger Bank restent pour l’heure annoncées pour 2025 et 2026. Mais plus de précisions sont attendues au mois de mai prochain. Le tout dans une ambiance quelque peu tendue pour le secteur de l’éolien en mer du côté du Royaume-Uni depuis plusieurs mois. Avec des licenciements et des objectifs de production annoncés à la baisse pour le parc éolien en mer Hornsea 3, au large de la côte du Norfolk, par exemple.

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