À l’occasion d’une conférence de presse donnée le 12 juin 2024, le président de la République a annoncé la construction de huit réacteurs nucléaires, en complément des six actuellement projetés. Pourtant, le ministre de l’Économie s’était montré plus prudent en la matière seulement quelques jours plus tôt.

Après la décision de dissoudre l’Assemblée nationale en réaction à la percée de l’extrême-droite au scrutin européen, le président de la République a donné une conférence de presse au pavillon Cambon, à Paris, le 12 juin. Parmi les annonces faites à cette occasion, l’une concerne l’énergie et plus précisément le secteur du nucléaire. Emmanuel Macron a en effet affirmé vouloir construire 8 nouveaux réacteurs nucléaires EPR2, en plus des 6 déjà prévus. Pour rappel, l’avenir du nucléaire avait été dessiné en 2022, lors du discours de Belfort du président de la République. Ce dernier avait alors annoncé vouloir construire 6 nouveaux réacteurs EPR2, en étudiant la possibilité d’en fabriquer 8 supplémentaires par la suite. Cette déclaration avait provoqué l’opposition des antinucléaires qui reprochent à la filière le gouffre financier que représente ce genre de chantier, sans parler des retards de calendrier, à l’image des difficultés rencontrées sur le chantier de Flamanville.

Construction de 8 EPR2 après les 6 déjà actés

Toutefois, le projet de construction de 6 nouveaux EPR2 a été confirmé et les sites ont déjà été déterminés, au sein de centrales déjà existantes. Mais le chantier connaît un premier couac avec la rumeur d’une augmentation du budget qui passerait de 51,7 à 67,4 milliards, selon une information publiée il y a quelques mois par le journal Les Échos.

Récemment, lors d’une audition parlementaire, le ministre de l’Économie, Bruno Le Maire a confirmé que le coût du chantier était bien en cours de réévaluation, sans se risquer toutefois à donner un quelconque chiffre. À cette occasion, Bruno Le Maire s’est montré prudent quant à l’hypothèse de construire 8 nouveaux EPR2, après les 6 actuellement en chantier. Il a indiqué qu’EDF devait déjà montrer sa capacité à construire les 6 premiers réacteurs, « dans de bonnes conditions, dans le respect des délais et du budget ».

L’annonce du président de la République du 12 juin 2024 de s’engager dans la construction de ces 8 prochains EPR2, prend donc son ministre de l’Économie à contre-pied. Mais entre les deux discours, les élections européennes ont eu lieu avec la victoire écrasante du Rassemblement National (RN). Or, le parti d’extrême droite est un farouche partisan du nucléaire. C’est donc peut-être pour satisfaire les électeurs du RN que le président de la République a voulu rappeler son attachement à l’atome et en affirmant vouloir construire un total de 14 réacteurs nucléaires. Cette annonce est toutefois peut-être un peu trop audacieuse alors même que l’étude sur la construction des 8 EPR2 supplémentaires n’a pas débuté.

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Les panneaux photovoltaïques se dégradent inévitablement avec le temps, conduisant à une baisse progressive de leur production électrique. Cela conduit les fabricants à proposer des garanties de production de leur panneau, et c’est un point important pour choisir la marque et le modèle de ses panneaux. Mais qu’en est-il de la performance en pratique, dans la durée, et notamment au-delà des durées de garantie ? Une association, qui a installé la première centrale solaire française reliée au réseau en 1992, nous permet de répondre à cette question.

À l’origine, une association, qui portait alors le nom de Phébus. Fondée en 1991, elle a initialement une unique vocation : construire la première centrale photovoltaïque raccordée au réseau électrique en France. Cette installation sera construite à Lhuis, dans le département de l’Ain, et elle sera inaugurée le 14 juin 1992. Elle porte le nom de « centrale Phébus 1 », et est financée par une souscription publique, ce qui n’est autre qu’une approche précoce du financement participatif moderne.

La centrale est de petite taille : 10 panneaux pour une puissance d’à peine 1 kilowatt-crête (kWc). Elle sera construite sur le toit de la maison d’un membre de l’association, également militant antinucléaire – le surgénérateur Superphénix, à Creys-Malville, n’est en effet pas loin. Au cours des années qui suivent, la centrale produit environ 650 kWh/an, et elle continue à produire encore aujourd’hui. En 2000, l’association Phébus change de nom pour Hespul pour éviter un contentieux commercial sur la marque. Puis, après 20 ans de fonctionnement, les panneaux sont démontés pour tester leur puissance après un tel vieillissement. La centrale est ensuite réassemblée. Puis, en 2024, soit, après plus de 30 ans de fonctionnement, la même procédure est mise en œuvre. Quels en sont les résultats ?

Une mesure certifiée dans le respect des normes internationales

Le test des panneaux a été financé par le mécénat de l’organisme de certification Certisolis et par la société Isowatt. C’est la société Isowatt qui a démonté et remonté les panneaux, et qui a réalisé le test. Il s’agit d’un test dit de « flashage », défini par les normes internationales en vigueur. Pour ce faire, les panneaux photovoltaïques sont placés dans une chambre obscure, dont la température est contrôlée, et ils sont soumis à un flash lumineux de 1 000 W/m². Leur puissance est alors mesurée. La comparaison avec les valeurs mesurées lors de leur fabrication permet d’évaluer la diminution de leur puissance.

Les résultats des mesures ont été communiqués par Hespul début juin, et ils sont encourageants. Après 20 ans de fonctionnement, les panneaux avaient conservé 91,7 % de leur puissance initiale. Plus tard, après 32 ans de fonctionnement, les panneaux pouvaient produire encore 79,6 % de leur puissance initiale. Cela correspond à une diminution de 0,4 %/an les 20 premières années, puis de 1,1 %/an pour les 10 années suivantes, pour une moyenne globale de 0,6 %/an environ.

Ces résultats sont cohérents avec ceux d’études scientifiques sur le sujet. Citons notamment l’étude issue des données de la centrale TISO en Suisse (la plus vieille d’Europe), comprenant des panneaux provenant de trois fabricants différents. Sur la base de panneaux âgés de 40 ans, et en fonctionnement depuis 35 ans, les chercheurs constatent une baisse de performance des modules de l’ordre de 0,2  à 0,7 % par an. Ces résultats sont conformes aux garanties proposées par les fabricants. Cela permet à l’association Hespul de conclure : « Ces tests achèvent ainsi de démontrer la fiabilité du photovoltaïque, qui est une technologie fiable et mature ayant la capacité de devenir une des sources majeures d’énergie en France et dans le monde. »

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L’unique restaurant solaire d’Europe construit « en dur » ouvrira ses portes à Marseille le 18 juin 2024. Nous avons découvert ce bâtiment atypique quelques jours avant sa mise en service.

Depuis près de dix ans, « Le Présage » propose des plats à l’énergie solaire. La petite guinguette solaire située dans les quartiers nord de Marseille a troqué le conteneur maritime qu’elle utilisait comme cuisine pour un restaurant en dur, entièrement adapté à son concept. Il est équipé de deux grandes paraboles qui concentrent les rayons solaires vers un fourneau et un four qui doit encore être installé. Grâce à cette installation unique, le restaurant devrait atteindre une autonomie en énergie thermique d’environ 80 %.

Lorsqu’il pleut ou que la puissance solaire est insuffisante, un appoint électrique est utilisé, sur la même console conçue par Athanor. La toiture du restaurant est également équipée de panneaux solaires hybrides (électricité + eau chaude), le chauffage est assuré par une chaudière à pellets et la climatisation par un système de refroidissement adiabatique. L’ouverture au public est prévue le 18 juin 2024.

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Les bonnes nouvelles s’enchaînent enfin du côté de Flamanville, et la mise en service commerciale approche à grands pas. Le mois dernier, EDF a notamment pu procéder au chargement du combustible dans le réacteur. Pour l’occasion, l’électricien avait sorti les caméras, de quoi nous donner un aperçu des antres de la centrale, et de la complexité du fonctionnement d’un réacteur nucléaire. 

C’était une étape cruciale du démarrage de l’EPR de Flamanville : au mois de mai, les équipes d’EDF ont procédé au chargement initial du réacteur de Flamanville, symbolisant ainsi la mise en exploitation officielle du 57ᵉ réacteur du parc nucléaire français. Pour immortaliser l’instant, EDF a laissé quelques caméras tourner, nous permettant de nous faire une idée de la précision requise pour réaliser une telle opération.

On peut notamment y voir le déplacement des assemblages jusqu’au cœur du réacteur. Un pont-perche permet de les saisir un par un dans la piscine d’entreposage du combustible, puis de les contrôler. Ensuite, ils sont transportés jusqu’au bâtiment réacteur grâce au dispositif de transfert. Pour finir, ils sont positionnés dans le cœur du réacteur, à l’intérieur de la cuve. Chaque assemblage, du fait d’un taux d’enrichissement spécifique, doit être positionné à un endroit précis. Au total, il aura fallu plusieurs jours aux équipes d’EDF pour installer les 241 assemblages de combustible dans la cuve du réacteur.

De nombreuses étapes à franchir avant la mise en service commerciale

Si le chargement du combustible constitue un jalon important de la mise en service du réacteur, il reste encore de nombreuses étapes avant que celui-ci n’injecte de l’électricité sur le réseau. Désormais, les équipes d’EDF peuvent se concentrer sur une phase d’essais pré-critiques sans réaction en chaîne, avant que la cuve ne soit refermée. De nouveaux essais auront alors lieu avec une montée en pression et en température du réacteur afin de tester l’ensemble des dispositifs de sécurité.

Ensuite aura lieu la première divergence, c’est-à-dire la première réaction nucléaire au sein du réacteur. L’unité de production devrait être connectée au réseau à partir de cet été, lorsque le réacteur aura atteint une puissance de 25 %. Enfin, il poursuivra sa montée en puissance par paliers pour atteindre les 100 % avant la fin de l’année. À la fin de l’année 2025, le réacteur devrait connaître sa première opération de maintenance. À cette occasion, le couvercle de la cuve, dont les caractéristiques de l’acier ne correspondent pas aux exigences de l’ASN, devrait être remplacé.

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La pose de panneaux solaires en toiture est en passe de devenir un vrai jeu d’enfant, ou presque. Une entreprise propose, en effet, un panneau solaire qu’il suffit de coller sur l’étanchéité d’un bâtiment. Cette solution, qui permet de diversifier les usages des panneaux photovoltaïques, pourrait contribuer à accélérer l’installation de systèmes de production d’électricité solaire. 

Le spécialiste de l’étanchéité Iko propose un nouveau type d’installation photovoltaïque dont la particularité réside dans l’absence de cadre rigide. Les panneaux sont fins, souples et légers avec un poids de 2,5 kg/m² seulement. De ce fait, ils sont particulièrement adaptés aux travaux de rénovation, lorsque les capacités de reprise de charge de la structure sont limitées. Cette solution, baptisée Iko Excel Solar, consiste ainsi à coller des panneaux de tailles variables (entre 100 Wc et 520 Wc) directement sur le complexe d’étanchéité. Outre un poids restreint, cette solution a l’avantage de n’avoir aucune prise au vent. Les cellules de type silicium cristallin, fabriquées en Asie, affichent un rendement de 18,3 %.

Cette solution technique présente toutefois un inconvénient majeur : il est impossible de régler l’inclinaison des cellules pour en améliorer le rendement. En revanche, elle autorise la solarisation de couvertures complexes et incurvées, et d’installer des panneaux sur des structures qui ne pourraient normalement pas supporter une telle installation. La technologie a déjà fait ses preuves sur des chantiers d’envergure, comme l’usine de nougat Chabert, à Montélimar. Sur la toiture en tôles d’acier nervurées, ce sont près de 275 kWc de panneaux qui ont été installés avec 2 000 panneaux de 125 Wc et 50 panneaux de 520 Wc.

Nous ignorons cependant si les performances sont affectées par la chaleur accumulée par le revêtement d’étanchéité et l’absence de circulation d’air sous le panneau collé. Aucun détail n’a été communiqué concernant la méthode de décollage du panneau en fin de vie et sa recyclabilité.

Le panneau solaire autocollant et étanchéifiant Excel Solar / Images : Iko.

Les spécialistes de la couverture se mettent au photovoltaïque

Iko n’est pas la seule entreprise spécialisée dans l’étanchéité de toiture à se lancer dans l’installation de fermes photovoltaïques. Soprema, autre grand nom de l’étanchéité dans le secteur du BTP, a lancé une filiale afin de proposer des solutions complètes intégrant la mise en œuvre de l’étanchéité ainsi que l’installation de panneaux photovoltaïques. Cette présence des étancheurs dans le domaine de la production solaire témoigne d’une intégration de plus en plus récurrente de systèmes photovoltaïques en toiture, et de la nécessité de faciliter le déploiement de ce type d’équipement, tant pour le maître d’ouvrage que pour les entreprises de travaux.

Depuis le 1ᵉʳ juillet 2023, à partir d’une certaine surface, il est obligatoire de recouvrir au moins 30 % des toitures par un système de production d’énergie renouvelable ou par un complexe végétalisé pour tout bâtiment neuf ou rénovation lourde. Ce pourcentage devrait passer à 40 % en 2026 et 50 % en 2027.

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La Nouvelle-Zélande visait un mix électrique 100 % renouvelable pour la fin de la décennie. Mais le gouvernement vient d’annoncer son souhait de mettre fin à une interdiction d’exploration des ressources fossiles offshore. Jugeant le gaz, notamment, « essentiel » au pays.

En matière de production d’électricité renouvelable, la Nouvelle-Zélande a, depuis longtemps, semblé vouloir montrer la voie. En 2022, le pays a produit et consommé quelque 86 % d’une électricité bas-carbone, selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Grâce à ses centrales hydroélectriques — pour quasiment 60 % de l’électricité produite —, à ses parcs éoliens et fermes solaires, mais aussi à ses systèmes géothermiques — dans près de 20 % des cas. Et l’ambition affichée était bel et bien de proposer, d’ici la fin de la décennie, un mix électrique 100 % renouvelable.

Pour la Nouvelle-Zélande, « le gaz est essentiel »

Mais, coup de tonnerre il y a quelques jours. Le gouvernement néo-zélandais a annoncé sa volonté de lever une interdiction sur les explorations pétrolière et gazière en vigueur depuis 2018. Parce que, selon lui, cette interdiction, au-delà de seulement mettre un terme aux possibilités d’identification de nouvelles ressources, a eu pour effet de réduire les investissements dans le développement des gisements connus. Des investissements pourtant jugés nécessaires au maintien des niveaux actuels de consommation d’énergies fossiles en Nouvelle-Zélande. Et sans lesquels le gouvernement s’attend à ce que le pays soit confronté bientôt à un problème de sécurité d’approvisionnement. « Le gaz est essentiel pour maintenir nos lumières allumées et notre économie en marche, en particulier pendant les pics de demande d’électricité et lorsque la production diminue en raison de sources plus intermittentes comme l’énergie éolienne, solaire et hydroélectrique », explique Shane Jones, le ministre des Ressources.

La proposition sera présentée au Parlement dans le courant du second semestre 2024. S’y ajoutera, pour compléter les dispositions prises par le Crown Minerals Act pour restaurer la confiance des industriels des énergies fossiles, une simplification des formalités administratives pour ouvrir droit à des projets dans toute la Nouvelle-Zélande. Et l’idée a été accueillie à bras ouverts par les industriels. « Nous nous félicitons d’un retour à des cadres politiques sensés et pragmatiques qui gèrent équitablement le secteur pétrolier et gazier en amont au bénéfice de tous les Néo-Zélandais. » L’opposition, en revanche, estime qu’elle fera reculer le pays qui pourrait « disposer d’une économie plus durable et plus efficace en donnant la priorité aux énergies propres ».

Les projets d’énergies renouvelables à l’arrêt

Rappelons qu’alors qu’elle était encore au pouvoir, ladite opposition avait appelé, en août dernier, à un investissement de 1,2 milliard de dollars pour accélérer les productions éoliennes et solaires et les adosser à du stockage par batteries et à de la production d’hydrogène vert, justement pour réussir le pari du 100 % renouvelable.

Un immense projet de stockage d’électricité par pompage-turbinage (STEP) avait aussi été lancé sur le lac Onslow pour sécuriser l’approvisionnement en électricité de la Nouvelle-Zélande et éviter de faire appel à la centrale à charbon d’Huntly lorsque le soleil ou le vent viendraient à manquer. Une STEP d’une capacité de 1 200 mégawatts (MW). Pas moins de 12 % de la capacité crête du pays. Les chercheurs y voyaient en plus un moyen de stabiliser les prix de l’électricité en Nouvelle-Zélande pour la centaine d’années à venir. Des doutes avaient tout de même été formulés quant à l’impact environnemental de la structure. En fin d’année dernière, le nouveau gouvernement a abandonné le projet avant même que les études n’aient pu être menées à terme.

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Les énergies renouvelables sont régulièrement critiquées pour leur intermittence, ce qui représenterait un risque de déséquilibre du réseau électrique. Qu’en est-il précisément s’agissant des hydroliennes ? Leur production est en réalité plus prévisible qu’il n’y paraît.

La production d’électricité en France est principalement décarbonée. Après le nucléaire qui en assure la majeure partie avec près de 65 % de la production (chiffre RTE 2023), vient l’hydraulique avec environ 12 % et l’éolien pour plus de 10 %. Le solaire atteint 4,4 % du mix électrique. Hormis le nucléaire qui est une source de production décarbonée, mais pilotable, les autres relèvent de la catégorie des énergies renouvelables. Leur particularité est de fonctionner grâce à des éléments naturels : l’eau, le soleil et le vent.

Qu’est-ce que l’intermittence des énergies renouvelables ?

Or, ces ressources naturelles ne sont pas constantes dans le temps. Le soleil brille de façon variable et uniquement en journée, le vent n’a pas la même force partout et tout le temps et l’eau peut subir des sècheresses à certaines périodes. On entend souvent à ce titre que les énergies renouvelables sont intermittentes. En réalité, le terme est mal choisi puisqu’il laisse supposer que la production renouvelable s’arrête subitement puis redémarre sans prévenir. En fait, les météorologues peuvent prévoir la force des vents et la météo qu’il fera plusieurs jours à l’avance. Mais il est clair qu’on ne peut pas anticiper précisément la production renouvelable puisque dans une journée, il peut y avoir par exemple plus ou moins de nuages qui vont avoir un impact sur la production des centrales photovoltaïques ou des rafales de vent plus ou moins fortes qui vont avoir un effet sur les parcs éoliens.

C’est la raison pour laquelle il est indispensable que le mix électrique composé d’énergies renouvelables contienne également des moyens de production pilotables. C’est le cas du nucléaire par exemple ou des centrales au gaz, au charbon ou celles qui fonctionnent grâce à la biomasse. Ces sources de production pilotables permettent d’ajuster l’offre à la demande et de maintenir l’équilibre du réseau. Elles sont donc complémentaires aux sources de production issues des énergies renouvelables.

L’hydrolien : une intermittence relative

Une des énergies renouvelables dont on entend peu parler est l’hydrolien. Il s’agit d’une technologie qui utilise les courants marins ou fluviaux pour produire de l’électricité. Des turbines installées sous l’eau sont mises en mouvement grâce aux courants aquatiques, ce qui permet de produire de l’énergie. Contrairement à l’éolien en mer, l’hydrolien présente l’avantage d’être invisible depuis le littoral puisque les turbines sont immergées. Il n’y a donc pas d’impact visuel sur le paysage, contrairement aux autres énergies renouvelables qui sont souvent critiquées à ce niveau. En outre, l’hydrolien présente un fort potentiel de production, dès lors qu’elle est placée dans les courants marins réputés les plus forts, comme en France, au niveau du raz Blanchard, dans une zone située au sud-ouest du Cotentin.

Mais peut-on considérer que l’hydrolien est intermittent ? Les hydroliennes dépendent des marées pour produire de l’électricité, on pourrait donc en déduire qu’elles sont intermittentes. Toutefois, on a vu précédemment que le terme n’était pas le plus adapté aux énergies renouvelables et il en va de même pour l’hydrolien. En effet, la production hydrolienne est beaucoup plus prévisible et stable que l’éolien ou le solaire par exemple puisque les marées sont un phénomène stable qui intervient deux fois par jour de façon immuable même si la force des courants n’est pas toujours la même. L’hydrolien est finalement une source de production qui est beaucoup plus prévisible que d’autres énergies renouvelables.

Enfin, si la filière de l’hydrolien n’est pas très développée dans le monde, c’est parce qu’elle fait face à des défis techniques et économiques. Toutefois, la situation pourrait évoluer et des projets sont en cours, notamment en France, avec le projet Flowatt qui sera installé au large de la Normandie. Le chantier de construction, soutenu par l’État, devrait débuter l’an prochain et le site devrait atteindre une puissance de 17,5 mégawatts (MW).

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Investissant massivement dans les énergies renouvelables, la Chine est de loin le leader mondial en matière d’éoliennes en mer. Elle détient, à elle seule, plus de 58 % de la puissance nouvellement installée dans le monde en 2023. Déjà détenteur du record de la plus puissante éolienne en mer, le pays a récemment mis en service une installation encore plus colossale, battant ainsi son propre record.

Alors que l’exploitation de l’éolien terrestre est limitée en termes d’espace, les opérateurs de projets se tournent de plus en plus vers un gisement d’énergie qui commence à peine à être exploité : l’éolien en mer. Pour capter efficacement l’énergie des vents océaniques, les entreprises intensifient leurs efforts en recherche et développement en visant à créer des technologies toujours plus performantes. En Chine, la stratégie semble privilégier l’augmentation de la taille des appareils pour multiplier leur puissance. Par ailleurs, le pays a récemment mis en service une gigantesque éolienne de 18 MW, devenue la plus puissante du monde en service à ce jour.

Une puissance suffisante pour alimenter 36 000 foyers

Ces dernières années, une véritable course au gigantisme des éoliennes en mer s’est enchaînée en Chine. En 2023, plusieurs entreprises ont annoncé des projets pour construire pour la première fois des turbines de 18 MW ou plus. Parmi elles, la société Dongfang Electric Corporation a été la première à mettre en service un modèle de cette puissance. Ce dernier est déjà en phase de test dans la base d’essai côtière de Shantou, dans la province de Guangdong.

Connectée au réseau le 5 juin, cette éolienne est désormais la plus puissante du monde. Elle surpasse ainsi le précédent record de 16 MW détenu par le modèle « MySE 16-260 » de l’entreprise Mingyang Smart Energy, qui était entré en service l’été dernier. Elle est munie d’un rotor de 260 mètres de diamètre, dont les pales balayent une surface équivalente à 7,4 terrains de football. En termes de capacité, l’appareil devrait fournir en moyenne 72 GWh par an, assurant ainsi le besoin de 36 000 foyers et permettant une économie annuelle de 22 000 tonnes en charbon.

Un titre de courte durée ?

Le titre de l’éolienne la plus puissante du monde détenu par ce modèle de Dongfang Electric pourrait être de courte durée, compte tenu de l’intense compétition dans le secteur en Chine. Par exemple, la société chinoise Haizhuang Wind Power prévoit aussi de développer une turbine de 18 MW avec un rotor de 260 mètres (bien qu’aucune date de lancement du projet n’ait été publiée).

De son côté, l’entreprise Mingyang Smart Energy compte également développer un modèle doté d’une puissance de 18 à 20 MW en fonction du besoin, avec un rotor allant jusqu’à 292 mètres, couvrant l’équivalent de 9 terrains de football. La construction de la nacelle a déjà commencé dans le sud-est de la Chine. De plus, d’ici à 2025, Mingyang envisage également de produire une éolienne encore plus puissante, équipée d’un rotor de 310 mètres pour une puissance de 22 MW.

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Pour répondre à la demande croissante en matière d’autoconsommation solaire, le fournisseur d’électricité verte Octopus propose une offre portant sur l’installation de centrales solaires chez les particuliers.

Depuis quelques années, les fournisseurs d’électricité se diversifient pour faire face à l’évolution du marché de l’énergie. Les clients sont de plus en plus nombreux à s’intéresser à l’autoconsommation solaire et souhaitent investir dans des panneaux photovoltaïques. Mais l’offre est foisonnante et le marché subit son lot d’arnaques, si bien qu’il peut paraître intéressant de se faire accompagner par son fournisseur d’électricité pour mener à bien son projet solaire.

Une offre solaire avec un accompagnement de A à Z du client

Après EDF, Eni ou encore Ekwateur, c’est au tour d’Octopus Energy de se lancer dans l’installation de panneaux solaires. Fournisseur d’électricité britannique fondé en 2015, Octopus Energy propose une offre d’électricité verte à prix fixe. Pour compléter son catalogue, l’opérateur vient d’annoncer le lancement d’une offre solaire. Concrètement, le client est accompagné de A à Z dans son projet solaire, du dimensionnement du parc à l’installation des panneaux. L’offre est évidemment ouverte à tous les consommateurs, qu’ils soient clients ou non d’Octopus pour la fourniture d’électricité. Toutefois, seuls ceux qui ont signé un contrat de fourniture pourront bénéficier d’un accompagnement personnalisé après la fin du chantier pour maximiser leur autoconsommation.

Octopus se distingue ici de la plupart de ses concurrents par le fait qu’il a internalisé cette nouvelle prestation, c’est-à-dire que l’opération est réalisée par ses équipes et non par un prestataire externe, comme c’est souvent le cas. Ce choix a pour but de maîtriser l’activité et de raccourcir les délais d’installation, qui ont tendance à rallonger ces dernières années en raison du manque de personnel qualifié dans le secteur pour répondre à la demande croissante. Octopus Energy vise l’installation de 2 000 panneaux par mois d’ici la fin 2024 et plus de 70 000 panneaux solaires d’ici fin 2026.

Pour développer cette nouvelle filière, le fournisseur va ouvrir un premier entrepôt qui sera également un centre de formation à Amiens. À la clef, ce sont 70 professionnels qui seront recrutés en 2024 par l’entreprise et jusqu’à 125 personnes en 2025 pour faire fonctionner cette nouvelle branche d’activité. Et les clients qui passeront par cette offre pourront prétendre aux aides de l’État puisque l’entreprise a reçu la qualification RGE (reconnu garant de l’environnement).

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) vient d’annoncer que la facture de gaz va augmenter à partir du 1ᵉʳ juillet prochain pour les ménages. Cette hausse est-elle le signe d’un nécessaire passage au tout électrique dans nos foyers ?

La guerre en Ukraine et les sanctions européennes à l’égard de la Russie ont tendu l’approvisionnement en gaz naturel au sein de l’Union européenne ces deux dernières années. Pour protéger le consommateur français d’une hausse spectaculaire du prix du gaz, un bouclier tarifaire a été mis en place afin de geler les prix. Puis, face à la chute du prix du gaz sur le marché de gros, le bouclier tarifaire a été levé en juillet 2023. Cette décision a été concomitante à la fin des tarifs réglementés (TRV) du gaz à partir du 30 juin 2023, pour les particuliers et les copropriétés, contraints de choisir une offre de marché entre les différents fournisseurs existants.

Une hausse de la facture de gaz de 11,7 % dès juillet 2024

Depuis cette date, la CRE publie chaque mois un prix repère qui permet au consommateur de s’orienter plus facilement sur le marché du gaz et de mieux comparer les offres des fournisseurs. Il s’agit d’un tarif indicatif qui se reflète selon la commission « une estimation moyenne des coûts supportés par les fournisseurs au titre de la fourniture de gaz naturel pour un client résidentiel. [Il] intègre à la fois les coûts d’approvisionnement (coût de l’énergie sur le marché de gros) et les coûts “hors approvisionnement” tels que les coûts commerciaux, les coûts d’acheminement ou de stockage et la rémunération du fournisseur ».

Justement, la CRE vient de publier son prix repère pour le mois de juillet 2024. Il sera en hausse de +11,7 % par rapport à celui de juin 2024 pour s’établir à 129,2 euros/MWh. Il est à noter toutefois que ce nouveau prix est en baisse de -3,5 % par rapport au prix repère du 1ᵉʳ janvier 2024. Pour comprendre la raison de cette augmentation, il faut revenir sur les composantes d’une facture de gaz naturel :

• La moitié porte sur la fourniture d’énergie proprement dite. C’est un prix au m³ qui varie selon les fournisseurs ;
• Un quart environ porte sur le coût d’acheminement de l’énergie par les réseaux. Ce tarif est le même pour tous les fournisseurs et il est fixé par les pouvoirs publics. Son montant est reversé aux gestionnaires de réseaux pour entretenir les réseaux de transport et de distribution ;
• Un quart environ concerne les taxes et les contributions : la contribution tarifaire d’acheminement (CTA), la taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel (TICGN) et la TVA. Elles sont identiques pour tous les fournisseurs.

Coût d’entretien des réseaux et hausse du prix sur les marchés de gros justifient l’augmentation des tarifs du gaz

Cela étant précisé, revenons à la hausse des prix annoncée pour le 1^er juillet 2024. La CRE justifie cette réévaluation par une augmentation du coût d’acheminement qui représente plus de la moitié de la hausse annoncée (55 %). L’augmentation des prix du gaz naturel sur les marchés de gros affecte aussi le nouveau prix puisqu’elle représente 37 % de l’évolution du tarif. Ainsi, la CRE explique que pour une offre qui serait conforme au prix repère en juillet prochain, la facture annuelle d’un ménage s’établirait à 1 184 euros TTC, contre 1 227 euros TTC en janvier 2024.

Évidemment, s’agissant d’un prix repère, les fournisseurs sont libres de proposer des offres différentes. En début d’année, la présidente de la CRE, Emmanuelle Wargon, expliquait sur France Info que la hausse des coûts d’acheminement était nécessaire pour entretenir les tuyaux dans lesquels circule le gaz. Il s’avère que ce tarif est resté stable ces quatre dernières années et qu’il n’a pas permis de couvrir les coûts supportés par GRDF. En plus, l’augmentation du coût d’acheminement pour les prochaines années servira aussi à payer la transition énergétique en permettant par exemple de raccorder au réseau de nouvelles installations de méthanisation. Enfin, il faut noter que les consommations de gaz ont tendance à diminuer ces dernières années alors que les frais d’entretien du réseau sont les mêmes, peu importe le nombre de consommateurs et le niveau de consommation. Même s’ils sont moins nombreux et consomment moins, les consommateurs de gaz vont devoir s’acquitter de ces frais d’entretien du réseau.

Faut-il préférer l’électricité au gaz naturel dans nos foyers ?

Alors, est-il temps d’en finir avec le gaz dans nos foyers et de lui préférer l’électricité ? Rappelons tout de même que comme le gaz, l’électricité n’est pas épargnée par la hausse des prix. La dernière en date remonte à février 2024 avec une réévaluation de 8,6 % en moyenne. Nous pourrions nous dire que l’électricité ou le gaz, c’est un peu le même combat au niveau des prix. En réalité, c’est moins évident qu’il n’y parait. En effet, la législation se durcit à l’égard des chaudières au gaz. La nouvelle réglementation applicable aux bâtiments neufs, la RE2020 interdit l’installation d’une chaudière au gaz naturel dans les bâtiments neufs individuels depuis janvier 2022. Il reste néanmoins toujours autorisé de conserver sa chaudière au gaz existante.

À l’inverse, le développement du chauffage électrique est soutenu par l’État. On ne parle pas ici de vieux radiateurs électriques, mais d’un modèle de chauffage économique et écologique, la pompe à chaleur (PAC). Fonctionnant à l’électricité, la pompe à chaleur utilise les calories présentes dans l’air extérieur ou celui du sous-sol (dans le cas de modèles géothermiques) pour réchauffer l’intérieur du logement. Parfois réversibles, les pompes à chaleur peuvent alors refroidir le domicile en été. La pompe à chaleur présente l’avantage d’être économique puisqu’elle produit davantage d’énergie thermique qu’elle ne consomme d’électricité. C’est donc intéressant au vu de l’augmentation des prix que l’électricité subie également.

Des aides de l’État pour préférer l’électricité au gaz naturel

Pour les pouvoirs publics, il faut donc encourager les ménages à s’équiper de pompes à chaleur. C’est la raison pour laquelle plusieurs aides existent : MaPrimeRénov’, l’éco-prêt à taux zéro ou encore le Coup de pouce chauffage. Ce dernier permet de remplacer une chaudière au charbon, au fioul ou au gaz par une pompe à chaleur. Tous les ménages sont éligibles, sans condition de ressources.

Mais le gaz dit « naturel » n’est pas utilisé simplement pour le chauffage. L’eau chaude peut aussi être assurée par cette énergie. Si l’installation d’un simple ballon d’eau chaude électrique ne donne pas droit à des aides, il n’en va pas de même pour les modèles thermodynamiques. Onéreux à l’achat, mais économiques à l’usage, les ballons thermodynamiques permettent de bénéficier notamment de MaPrimeRénov’ et de l’éco-prêt à taux zéro.

Pour conclure, compte tenu de la flambée des prix du gaz et des nouveaux appareils économiques de chauffage et de production d’eau chaude fonctionnant à l’électricité et soutenus par l’État, il peut être intéressant pour les ménages de privilégier l’électrique au gaz naturel.

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La rumeur circule déjà depuis quelques mois : le prix des six nouveaux EPR2 va augmenter. Désormais, c’est le ministre de l’Économie, Bruno Le Maire, qui confirme les faits. Une mauvaise nouvelle pour la filière du nucléaire français, scrutée pour son respect des coûts et des délais.

Concernant les nouveaux chantiers de construction des EPR2, les antinucléaires attendent EDF au tournant sur deux points : le coût des travaux et le respect des délais. Le secteur du nucléaire pâtit en effet de la piètre expérience du chantier de construction de l’EPR de Flamanville, qui accuse un retard de 12 ans et l’explosion de son budget passé de 3,3 à 19,1 milliards.

Ainsi, l’annonce par le président de la République lors de son discours de Belfort en 2022 de la construction de six nouveaux EPR2 et l’étude qui suivra pour envisager huit EPR2 supplémentaires a ravivé les critiques. Et on peut dire que ça commence mal pour l’énergéticien national. Il y a quelques mois, une information du journal Les Échos affirmait que le montant initial des travaux des six nouveaux EPR2 allait être réévalué à la hausse.

Une rumeur de réévaluation du coût du chantier des EPR2 confirmée par le ministre de l’Économie

À l’occasion d’une audition parlementaire qui s’est déroulée le 5 juin 2024, Bruno Le Maire a confirmé que le coût du chantier était effectivement en cours de réévaluation. Le ministre de l’Économie ne s’est toutefois pas risqué à donner un chiffre. Selon le journal les Échos, il est question d’une augmentation de 51,7 à 67,4 milliards, étant précisé que la première estimation date de 2022.

Il faut donc s’attendre à une augmentation des coûts. Concernant le financement de ses nouveaux chantiers, EDF doit prendre une décision d’ici la fin de l’année 2024. Et pour la suite, Bruno Le Maire s’est montré très prudent quant à la possibilité d’envisager la construction de huit nouveaux réacteurs, après les six premiers déjà actés. Il a précisé qu’EDF devait déjà montrer sa capacité à construire ces six premiers EPR2 « dans de bonnes conditions, dans le respect des délais et du budget ». Autant dire que pour le budget, c’est mal parti.

Où en sont actuellement les chantiers ? Les sites ont déjà été définis puisque les nouvelles paires d’EPR2 seront implantées au sein des centrales nucléaires existantes : Penly (Seine-Maritime), Gravelines (Nord) et Bugey (Ain). La première paire de réacteurs à entrer en service sera celle de Penly, pour laquelle le gouvernement vient de délivrer une autorisation environnementale qui va permettre à EDF de lancer les travaux.

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La Chine s’est affirmée comme un leader indéniable dans le déploiement des énergies renouvelables. Engagée vers la neutralité carbone, elle a fait du solaire un des piliers de sa démarche de transition énergétique. Le pays coutumier des installations de production énergétiques démesurées, vient de mettre en service la plus puissance centrale solaire photovoltaïque de la planète.

Connu pour être l’un des plus grands pollueurs de la planète, la Chine se donne les moyens pour redorer rapidement son image. Sa stratégie repose sur un investissement massif dans les énergies renouvelables. Les nouvelles infrastructures solaires et éoliennes se développent à un rythme impressionnant, battant annuellement les records de puissance installée. Parmi ses plus récentes centrales solaires, celle de Midong dans le Xinjiang, mise en service le 3 juin, se démarque en tant que la plus grande du monde.

La gigantesque installation chinoise est dotée d’une puissance phénoménale de 3,5 GW. Ses 5,26 millions de panneaux monocristallins bifaciaux de 650 Wc devraient produire plus de 6 TWh par an. Sa production est exportée par 5 lignes haute tension de 220 kilovolts (kV) longues de 208 km, reliées à une sous-station de 750 kV.

Pour mettre en perspective, en France, cette production équivaudrait aux besoins électriques annuels de près de 2,7 millions de personnes. La centrale chinoise est 11,7 fois plus puissante que la plus grande centrale de France, à Cestas. Située dans une région désertique à l’extrême nord-ouest du pays, près de la métropole d’Urumqi, la centrale s’étend sur une superficie de 80 937 hectares. Le projet est dirigé par le groupe chinois China Green Development, et a nécessité un investissement équivalent à 1,96 milliard d’euros, soit 0,56 € par watt-crête installé.

La centrale solaire de Midong / Images : CGDG

La Chine, un leader mondial des énergies renouvelables

Cette nouvelle installation ne fait que conforter la Chine dans son statut de leader mondial de l’énergie solaire. Pour rappel, l’année dernière, le pays a installé plus de 216 GW de modules photovoltaïques, ce qui représente environ 80 % de la puissance solaire cumulée en Europe. Par ailleurs, en 2022, il a produit un tiers de l’énergie solaire mondiale.

La suprématie chinoise ne se limite pas au solaire. Le pays est également en tête en matière de capacité éolienne en ayant généré 762,7 TWh avec cette source en 2022, contre 655 TWh en 2021. Avec des investissements massifs dans les renouvelables, il vise à atteindre 1 200 GW de capacités renouvelables d’ici 2030, un objectif qu’il semble en bonne voie de dépasser.

Cependant, malgré ces accomplissements impressionnants, la Chine a encore du chemin à faire dans sa transition énergétique. En effet, le charbon demeure dominant dans son mix avec une part de 61 % en 2022. Il reste donc à voir si, grâce à ses efforts dans les renouvelables, l’empire du Milieu parviendra à atteindre la neutralité carbone d’ici 2060, conformément à ses prévisions.

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Cette année, EDF a déjà signalé deux incendies de transformateurs dans ses centrales nucléaires. La répétition des incidents n’est pas sans éveiller des questionnements et des suspicions chez certains observateurs. Quelles pourraient être les causes sous-jacentes de ces feux récurrents dans les installations électriques ?

Les centrales nucléaires sont construites selon des normes de sécurité et de durabilité extrêmement strictes. Néanmoins, le risque d’accidents, notamment d’incendies, demeure, particulièrement dans les zones non-nucléaires. Entre 2018 et 2020, par exemple, l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) a recensé 200 départs de feu dans les installations nucléaires françaises. Et pas plus tard que le 3 juin, un début d’incendie situé hors zone contrôlée a été signalé dans le site de Cattenom à Moselle. Le feu a été rapidement maîtrisé.

Malgré la fréquence de ces incidents, seuls quelques-uns nécessitent l’intervention des services de secours externes, comme cela avait été le cas le 28 mai dernier dans la centrale de Paluel, en Seine-Maritime. Localisé au niveau d’un des transformateurs principaux, le feu a été rapidement maîtrisé, mais il a entraîné l’arrêt de l’unité de production numéro 3. Cette dernière est donc mise à l’arrêt jusqu’à nouvel ordre, le temps de clarifier les causes.

Les feux de transformateurs dans les centrales nucléaires: des incidents courants

Les incendies de transformateurs dans les centrales nucléaires sont loin d’être des événements rarissimes, contrairement à ce que certains pourraient penser. Des incidents similaires ont été signalés dans plusieurs centrales nucléaires françaises, comme à Tricastin en 2011, à Cattenom en 2013, ou encore au Blayais en 2020. En effet, les transformateurs figurent parmi les éléments les plus risqués d’une installation électrique. Ces appareils, pour rappel, ajustent la tension du courant produit par le réacteur avant son transfert sur le réseau électrique.

À Paluel, un incendie du transformateur de l’unité numéro 1 avait déjà eu lieu en 2021, causé par un défaut électrique au sein de l’appareil. Plus récemment, dans la nuit du 9 au 10 février de cette année, un autre incendie s’est déclaré dans le transformateur de l’unité numéro 3 de la centrale de Chinon (Indre-et-Loire), hors zone nucléaire. Cet incident a nécessité l’arrêt du réacteur 3, qui n’a été reconnecté au réseau qu’en avril.

Pourquoi ces feux de transformateurs dans les centrales nucléaires ?

En ce qui concerne l’incendie récent à Paluel en mai dernier, la cause exacte reste encore à établir au cours des prochaines semaines. Dans tous les cas, il est peu fréquent que les raisons précises des feux de transformateurs soient divulguées publiquement. Mais selon l’IRSN, les incendies dans les installations électriques résultent souvent de problèmes de circuits, des surchauffes des câbles ou des arcs électriques.

Concernant les transformateurs en général, plusieurs facteurs peuvent déclencher un incendie. La surcharge en est une cause fréquente. Le phénomène survient lorsque l’appareil est soumis à une charge supérieure à sa capacité nominale sur une période prolongée. Cette condition peut alors entraîner une augmentation importante de la température, provoquant la surchauffe et parfois le grillage de la machine (c’est-à-dire, une défaillance due à la brûlure des composants internes).

Les fuites d’huile constituent également un risque important. Ce liquide diélectrique permet le refroidissement de l’appareil en dissipant la chaleur, et en cas de fuite, il risque d’entrer en contact avec des composants électriques chauds et d’entraîner le feu. Les incendies de transformateurs peuvent aussi être dus par l’endommagement ou le vieillissement des dispositifs internes, dont les équipements de protection, entraînant des courts-circuits. Les erreurs humaines figurent également parmi les causes possibles.

Compte tenu de la variété des raisons potentielles des incendies, il est essentiel de maintenir une vigilance constante, d’assurer un entretien rigoureux des installations et de continuer à améliorer les technologies utilisées. La rapidité et l’efficacité des interventions lors des incidents demeurent également cruciales pour garantir la sécurité.

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À l’occasion de la publication de son rapport d’activité 2023, l’organisme Soren qui gère le recyclage des modules usagés alerte sur les dangers liés au marché de la seconde main dans le secteur solaire. La croissance de filière nécessite de contrôler la qualité des panneaux d’occasion.

L’autoconsommation solaire est en plein essor chez les particuliers. Investir dans une centrale photovoltaïque requiert néanmoins un budget conséquent, à moins de se limiter à l’achat d’un kit prêt-à-brancher qui s’installe rapidement et se relie à une prise domestique. Cet équipement ne produit toutefois qu’une faible quantité d’électricité et n’est donc pas adapté à ceux qui souhaitent produire une part non négligeable de leur consommation, voire qui visent l’autonomie.

Centrales solaires « faites maison » : une solution économique, mais risquée

Les plus bricoleurs d’entre nous peuvent être tentés de se lancer dans la fabrication de leur installation solaire, en achetant les éléments séparément. Pour les panneaux solaires, il est même possible d’en acheter sur le marché de l’occasion. C’est une bonne façon de faire d’importantes économies. Cette solution est très en vogue chez nos voisins d’outre-Rhin, fortement touchés par la crise de l’énergie et les ateliers Do It Yourself (DIY) pour apprendre à fabriquer sa propre installation solaire, connaissent un franc succès en Allemagne.

Toutefois, cette solution n’est pas sans risque, comme le rappel l’organisme Soren dans son dernier rapport d’activité. Chargé de la collecte et du recyclage des panneaux solaires en fin de vie en France, l’organisme a récupéré 5 207 tonnes de matériel usagé en 2023 contre 3 848 tonnes l’année précédente. La filière est en plein boom et Soren souligne d’ailleurs que 45 % de panneaux en plus ont été mis sur le marché en 2023 par rapport à 2022. Au bout de la chaîne, lorsque les panneaux en fin de vie sont collectés par Soren, 90 % d’entre eux font l’objet d’un recyclage. Mais une partie des panneaux en fin de vie sur le territoire ne se retrouve pas dans la filière de traitement de Soren et alimente directement le marché de l’occasion. Les sites de petites annonces entre particuliers fleurissent ainsi de propositions de vente de modules solaires à bas coût.

Même si l’organisme de traitement reconnaît que le marché circulaire est une bonne solution pour réutiliser des panneaux qui sont encore en état de fonctionnement, cela comporte des risques. En effet, le marché de l’occasion n’est pas réglementé et les panneaux peuvent être transportés et stockés dans de mauvaises conditions, altérant leur qualité. Finalement, le consommateur achète un panneau d’occasion dont les propriétés n’ont pas été contrôlées. Cela peut engendrer des risques, notamment d’incendie, au moment de l’utilisation des modules solaires.

Ainsi, à moins d’être capable de vérifier la qualité d’un panneau solaire d’occasion, il faut rester prudent au moment de se tourner vers la seconde main pour son module solaire.

La nécessité d’instaurer une certification sur le marché solaire d’occasion

C’est la raison pour laquelle Soren demande la création d’une certification pour la mise sur le marché de panneaux usagés. Cela permettrait de procéder à des tests d’isolation électrique et d’électroluminescence. Un fonds de réemploi doté de 3 millions d’euros va ainsi être créé pour soutenir les projets innovants dans ce domaine. Un appel à projets doit être effectué au second semestre 2024.

Enfin, il convient de rappeler que les panneaux solaires d’occasion ne permettent pas de bénéficier de la garantie constructeur. En outre, seules les installations solaires réalisées par un artisan certifié RGE (reconnu garant de l’environnement) permettent de bénéficier d’obtenir le tarif de vente privilégié auprès d’EDF OA et la prime à l’autoconsommation. Ce sont des éléments à considérer au moment d’investir dans une installation solaire.

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L’éco-organisme Soren en charge de la collecte et du traitement des panneaux solaires usagés vient de publier son rapport d’activité 2023. C’est l’occasion de faire le point sur les avancées de la filière.

Dans le photovoltaïque ou l’éolien, la gestion des déchets de fin de vie est souvent questionnée, notamment par les opposants. En France, pour améliorer le traitement des panneaux solaires usagés, les pouvoirs publics ont rendu obligatoire la collecte et le retraitement des modules solaires usagés, à la charge des producteurs.

Regroupés collectivement au sein d’un éco-organisme appelé Soren, les producteurs interviennent ainsi tout au long de la chaîne industrielle. Au moment de la fabrication des panneaux solaires, Soren rappelle aux fabricants leurs obligations en matière de retraitement. L’organisme est également chargé de collecter et recycler les modules en fin de vie. La publication du rapport d’activité 2023 de l’organisme permet de suivre l’évolution de la filière. On y apprend d’abord que le marché a connu une croissance importante en 2023 avec une augmentation de 45 % du nombre de panneaux mis sur le marché, soit un total de 14,5 millions.

Le rapport met en avant un des intérêts de la collecte qui est de pouvoir alimenter la filière circulaire en récupérant les matériaux à forte valeur ajoutée tels que le silicium ou l’argent. Ainsi, en 2023, 5 207 tonnes de panneaux photovoltaïques ont été récupérées contre 3 848 tonnes l’année précédente. En tout, 90 % des panneaux usagés font l’objet d’un recyclage. Le reste est soit éliminé (moins de 9 %), soit valorisé (moins de 1 %).

Un système de recyclage des panneaux solaires efficace sur le territoire français

Soren donne d’autres chiffres intéressants. Par exemple, l’organisme regroupe désormais 461 adhérents (en décembre 2023) et s’est doté de 276 points d’apport volontaires (+45 par rapport à 2022). En effet, la collecte des panneaux solaires usagés se fait gratuitement de deux façons. Soit au sein des points de collecte, présents un peu partout sur le territoire lorsque le total des panneaux à déposer est inférieur à 40. Soit par le biais d’un retrait sur place, uniquement lorsque les volumes à déposer sont supérieurs à 40. Les panneaux sont ensuite acheminés vers un des centres de traitement au sein desquels leurs composants seront séparés.

Ce rapport d’activité montre donc que la filière de recyclage monte en puissance avec les années et parvient à suivre le rythme pourtant très rapide de développement du secteur photovoltaïque.

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

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

Des scénarios réalistes pour le solaire flottant

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

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

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

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

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

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

Des pays à faibles revenus pourraient profiter du solaire flottant

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

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

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

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

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

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

Comment le TURPE est-il payé par le consommateur ?

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

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

Les tarifs sont variables selon la situation du consommateur

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

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

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

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

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

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

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

L’autoconsommation nuisible au réseau ? Le verdict

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

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

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

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

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

Transporter l’hydrogène vert sur des milliers de kilomètres

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

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

Un mégapipeline dédié au transport de l’hydrogène

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

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

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