Prévu par la loi Industrie Verte du 23 octobre 2023 comme outil pour améliorer le financement de la transition écologique, le plan d’épargne avenir climat vient de voir le jour. À qui s’adresse-t-il et à quoi va-t-il servir ?

La loi relative à l’industrie verte adoptée en octobre 2023 vise à faire de la France un pays leader en matière d’industrie et de technologies « vertes », afin de répondre aux enjeux environnementaux. Un des volets de cette loi porte sur le financement de la transition écologique. À ce sujet, l’État souhaite mobiliser l’épargne privée.

Un nouveau livret d’épargne écologique pour les jeunes

À cette occasion, un nouveau produit d’épargne a été mis en place : le Plan d’épargne avenir climat (PEAC). Une série de trois décrets visant à la mise en œuvre de ce PEAC a été publiée le 15 juin 2024. Ce produit d’épargne remplace pour les parents la possibilité d’ouvrir un plan d’épargne retraite (PER) individuel pour leurs enfants, supprimée par la loi de finances pour 2024.

Réservé exclusivement aux jeunes de moins de 21 ans résidant en France, le nouveau produit d’épargne est bloqué au minimum 5 ans et jusqu’à la majorité des enfants. Avant la majorité du titulaire du compte, il n’est possible de récupérer les fonds qu’en cas d’invalidité du titulaire ou de décès de l’un de ses parents. Lorsque le titulaire atteint 18 ans et que le compte a été ouvert depuis plus de 5 ans, plus aucun versement n’est possible sur le compte qui est ensuite clôturé lorsque son titulaire atteint l’âge de 30 ans. Le montant maximal des versements est limité à 22 950 euros depuis l’ouverture du plan.

En pratique, la mise en œuvre de cette épargne sera possible dès le 1ᵉʳ juillet et un seul plan pourra être ouvert par personne physique. On ne connait pas le taux de rémunération de ce nouveau produit d’épargne puisqu’il n’est pas fixé par les pouvoirs publics. L’an dernier, le ministre de l’Économie Bruno Le Maire avait indiqué qu’il serait supérieur à celui du livret A (qui est à 3 % actuellement). En réalité, le taux dépendra des stratégies d’investissement des fonds par les banques. À noter que cette épargne bénéficie de conditions fiscales avantageuses : pas d’impôt ni de cotisation.

Des fonds pour investir dans l’industrie et les technologies vertes

À quoi serviront les fonds collectés grâce à ce nouvel outil d’épargne ? Selon l’article L221-34-3 du Code monétaire et financier, les versements « sont affectés à l’acquisition des titres financiers qui contribuent au financement de la transition écologique et d’instruments financiers bénéficiant d’un faible niveau d’exposition aux risques ». Il s’agit donc de flécher l’épargne vers les projets liés à la transition écologique, sur le principe.

Les organismes qui délivrent le PEAC auront ainsi l’obligation d’investir l’argent sur des fonds qui bénéficient du label ISR (investissement socialement responsable) ou du label Greenfin France finance verte. Cela permet d’avoir la certitude que l’argent de l’épargne bénéficie effectivement à la transition écologique. À terme, lorsque le produit d’épargne atteindra son plein potentiel, l’État espère collecter un milliard d’euros par an. Cela permettra de financer divers projets, allant de l’isolation thermique des logements à la construction de parcs solaires et éoliens en passant par le développement de la biomasse, de l’électrification des transports et même du nucléaire. L’atome est en effet intégré au label Greenfin depuis janvier 2024.

À noter que contrairement au Livret A, le PEAC ne garantit pas le capital à 100 % puisqu’il comporte une part de risque. Toutefois, à mesure que la majorité du titulaire se rapproche, l’argent sera placé sur des fonds de plus en plus sûrs, afin d’augmenter les chances de recouvrer la totalité du capital lorsque le titulaire aura atteint ses 18 ans.

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La transition énergétique allemande prévoit de vastes projets d’interconnexion pour répartir sa production d’énergies renouvelables intermittentes. Or, ces projets ont du mal à passer. Dernier exemple, la Suède. On vous explique pourquoi.

À l’origine, un vaste projet, nommé Hansa PowerBridge. Il désignait une ligne électrique de 300 km qui devait relier l’Allemagne et la Suède au travers de la mer Baltique. Le projet a été promu notamment par 50Hertz, l’un des quatre opérateurs réseau d’Allemagne, issu de l’énergéticien Vattenfall et responsable de l’exploitation du réseau électrique dans l’est du pays.

Le Hansa PowerBridge avait pour objectif d’aider à stabiliser les prix de l’électricité en Allemagne. Outre-Rhin, en effet, les prix sont très variables, du fait de deux facteurs, notamment. En premier lieu, une forte dépendance au prix du gaz, dont nous avons pu observer en direct les conséquences lors de l’envolée de ces derniers à la suite des sanctions prises par l’Union européenne sur le gaz russe. En second lieu, la variabilité de la production des énergies renouvelables, qui conduit à des chutes du prix de l’électricité lorsque les moyens intermittents produisent au même moment. L’idée qui soutenait le projet était de pouvoir compter sur le marché suédois pour stabiliser les prix du réseau allemand.

La technologie envisagée était le HVDC, pour « High Voltage Direct Current », soit en français « courant continu haute tension », technologie permettant d’assurer de pertes faibles de transmission sur la longue distance prévue pour l’interconnexion. La capacité de la ligne était de 700 MW. Le coût, de l’ordre de 600 millions d’euros, était réparti à 50 % / 50 % entre 50Hertz et Svenska Kraftnät, le gestionnaire suédois du réseau.

Le gouvernement suédois ferme la porte au projet

Dans un communiqué de presse (en suédois) du 14 juin 2024, le gouvernement de Suède déclare avoir décidé de ne pas autoriser le lancement de projet de connexion entre l’Allemagne et la Suède. La raison principale avancée par le gouvernement suédois est l’inadéquation entre les systèmes de production électrique allemands et suédois. Tout d’abord est mis en avant le fait que le projet conduira à connecter le nord de l’Allemagne au sud de la Suède, et que ce dernier est aujourd’hui peu doté en infrastructures de production d’électricité. Ensuite est évoqué le fait que le marché de l’électricité en Allemagne ne « fonctionne pas de manière efficace ». Cette tournure de phrase désigne bien sûr les fortes variations de prix, oscillant entre les prix positifs très élevés et les prix négatifs.

Les craintes de Stockholm résident dans le fait que le marché allemand pourrait participer à la perturbation du marché suédois, conduisant à augmenter les prix locaux. Ebba Busch, ministre de l’Énergie et l’industrie, a ainsi déclaré : « La Suède a besoin de conditions prévisibles pour construire des réseaux de production et de distribution d’électricité qui favorisent un système électrique offrant des prix compétitifs. ». Le communiqué indique que les acteurs de l’énergie en Suède n’ont pas identifié de besoin qui justifierait cette interconnexion. Il ajoute que le sud de la Suède est déjà une des régions d’Europe ayant le plus d’interconnexions avec d’autres régions d’Europe.

La grande difficulté des interconnexions allemandes

Rappelons qu’en mars 2023, le gouvernement de Norvège avait, lui aussi, refusé d’autoriser une telle interconnexion avec l’Allemagne. Cela montre la difficulté que rencontre l’Allemagne avec son Energiwende, c’est-à-dire son modèle de transition énergétique. Ce modèle conduit à des comportements erratiques des prix de l’électricité, et une grande difficulté dans l’équilibrage des capacités de production.

Si une possible solution pour l’Allemagne réside dans l’interconnexion avec les pays voisins, les exemples de la Norvège et de la Suède démontrent que du point de vue de ces mêmes voisins, cela ressemble plus à une « exportation des problèmes » allemands, plutôt qu’à une solution. Et ces problèmes ne vont faire que s’amplifier avec les très vastes projets d’éolien offshore dans la mer du Nord, en l’absence de systèmes de stockage de très grande ampleur associés.

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Si l’agrivoltaïque apparaît peu à peu comme une solution pertinente pour accélérer le déploiement d’installations photovoltaïques sans conflit avec l’agriculture, l’INRAE réalise un important travail de recherche pour mesurer son impact sur la production agricole. Récemment, l’institut s’est penché sur la cohabitation entre photovoltaïque et production fourragère, et les résultats sont plutôt encourageants. 

L’agrivoltaïque est-il réellement une bénédiction pour l’agriculture ? Si le sujet fait débat, les études et les retours d’expérience montrant l’intérêt de cette technologie se multiplient. Lors d’une conférence internationale sur le sujet, les développeurs Baywa r.e et Valorem ont dévoilé les premiers résultats de deux études menées avec l’Institut national de recherche pour l’agriculture, l’alimentation et l’environnement (INRAE). Ces deux études, portant sur l’impact de l’agrivoltaïsme sur la production fourragère, ont été menées sur trois parcs répartis dans le sud-ouest méditerranéen, la Bourgogne ainsi que la Dordogne. Après 18 mois de suivi, les premiers résultats sont plutôt encourageants.

En été, la température sous les panneaux est descendue de 3 à 4 °C pour les deux parcs de Baywa r.e. avec une hausse de l’humidité du sol de 11 %. Pour le parc de Valorem (Dordogne), la température du sol était, en moyenne, inférieure de 4,8 °C avec une humidité supérieure par rapport à la zone témoin. Une légère perte de rendement a été observée à la fin du printemps, mais celle-ci se rééquilibre pendant l’été. Surtout, dans l’ensemble des parcs, les chercheurs ont observé une hausse de la qualité du fourrage avec une plus grande proportion d’azote et de minéraux. De ce fait, le fourrage obtenu est plus digeste pour le bétail. En termes de production de biomasse, il a été observé une hausse de globale de l’ordre de 30 % sur les parcelles équipées de panneaux solaires, ce qui est considérable. Désormais, les équipes de Baywa r.e., de Valorem et de l’INRAE vont devoir consolider ces résultats avec d’autres cycles de production.

L’énergie solaire au service de l’agriculture, et pas l’inverse

Si ces études tendent à montrer que la cohabitation entre l’énergie solaire et l’agriculture est possible, le ratio de la surface couverte par hectare devra faire l’objet d’une attention particulière pour que les installations photovoltaïques restent bénéfiques pour les plantations qu’elles surplombent. Ces deux études symbolisent à elles seules l’importance de cette notion de ratio. En effet, dans les deux cas, il est indiqué que les zones bénéficiant des meilleurs rendements ne se trouvent pas sous les panneaux, mais à proximité (zone intermédiaire). Ainsi, une trop forte concentration de panneaux solaires pourrait avoir comme conséquence de faire chuter le rendement, et de le rendre inférieur à une parcelle non recouverte. Cet équilibre est d’ailleurs, désormais, encadré par la loi. Un récent décret stipule qu’une parcelle agricole ne peut être recouverte à plus de 40 % par des installations photovoltaïques, et la perte de rendement associée ne peut être supérieure à 10 %.

Vers des installations photovoltaïques mobiles ?

Force est de constater que les besoins des cultures sont différents au fil des saisons. Dans ce contexte, certains développeurs ont mis au point des systèmes entièrement pilotables, permettant de modifier l’inclinaison des panneaux en fonction des besoins des cultures abritées sous la structure. Si cette solution nuit à la production électrique, elle a l’avantage d’avoir un rôle positif sur les plantations tout au long de l’année. Au printemps, un maximum de lumière est laissé pour permettre la croissance des plants, tandis qu’en été, de l’ombrage est apporté pour limiter l’évaporation et les hausses de températures. Les panneaux permettent également de protéger les plantes des intempéries, et même du gel en hiver.

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L’autoconsommation solaire s’est démocratisée ces dernières années, avec des prix en baisse et des solutions diversifiées proposées par les fabricants. Et pour que le plus grand nombre d’utilisateurs puisse s’équiper, Oscaro Power a lancé une solution de financement en partenariat avec un organisme de crédit.

La flambée des prix de l’énergie, les débats autour de la souveraineté énergétique et la baisse de prix du matériel photovoltaïque ont incité de nombreux consommateurs à sauter le pas vers l’autoconsommation solaire. Longtemps réservés aux connaisseurs, les panneaux solaires sont désormais accessibles à tous. Le marché foisonne de solutions adaptées à tous les budgets, notamment avec l’apparition des kits plug and play qui se branchent facilement sur une prise domestique.

Le consommateur n’a plus qu’à faire son choix parmi les nombreux fabricants proposant des stations solaires. Parmi eux, Oscaro Power entend permettre à tous ceux qui le souhaitent de s’équiper. L’entreprise française de vente en ligne de produits solaires proposait déjà un paiement en trois ou quatre fois sans frais, à partir de 50 euros d’achat, avec l’entreprise partenaire Alma.

Payer sa centrale solaire sur 5 ans, est-ce rentable ?

Dorénavant, Oscaro Power va plus loin en proposant à ses clients de financer leur achat solaire grâce à un crédit leur permettant d’étaler leur investissement de 10 à 60 mensualités (soit 5 ans). Ouvert à partir de 300 euros d’achat, ce mode de financement est proposé en association avec l’organisme de crédit Younited. Par exemple, pour un kit composé de 7 panneaux de 735 Wc, soit une centrale totalisant 3 045 Wc, le montant s’élève à 2 551 euros comptant et à 3 049 avec un crédit étalé sur 60 mois. Dans ce cas, les mensualités s’élèvent à 50,82 euros. À condition d’optimiser parfaitement son autoconsommation, il est possible d’amortir le montant des mensualités à travers les économies réalisées sur la facture d’électricité.

En effet, une centrale de 3 kWc peut produire autour de 4 000 kWh annuellement dans la moitié sud de la France. Cela représente environ 800 euros d’électricité (à 0,20 euro le kWh), soit une moyenne de 66,7 euros économisés mensuellement. De quoi couvrir la cinquantaine d’euros de crédit. Si le montant du crédit alourdit la facture finale du kit solaire et retarde le retour sur investissement, il peut être une solution pour les clients qui ne disposent pas de fonds suffisants pour s’acquitter du prix de l’installation immédiatement ou en 4 fois sans frais. Toutefois, s’agissant d’un crédit, ce n’est pas un engagement anodin et il est important d’être en mesure de le rembourser. D’ailleurs, comme tout crédit, son obtention nécessite que le dossier du client soit accepté par Younited.

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Pour économiser de l’énergie à grande échelle, éteindre les appareils en veille et couvrir ses casseroles ne suffit pas. Un gisement de sobriété plutôt méconnu du grand public existe : les transformateurs. En optant pour des modèles à très faibles pertes, il serait possible de réduire massivement la consommation d’électricité.

Ils sont partout : dans les appareils du quotidien jusqu’aux centrales nucléaires. Les transformateurs sont indispensables au fonctionnement d’un grand nombre d’installations électriques. Leur rôle, vous le connaissez probablement : abaisser ou augmenter la tension d’un courant alternatif. Ainsi, de la grande centrale jusqu’à votre petite prise électrique, la tension est modifiée par paliers afin d’optimiser le transport de l’électricité.

Produit à 20 000 volts (V) dans l’alternateur d’une centrale nucléaire, par exemple, le courant est porté à 400 000 V pour être injecté sur les lignes à très haute tension gérées par Réseau de transport d’électricité (RTE). Il est ensuite abaissé à 225 000 V puis 63 000 V. Enfin, l’électricité circule à 20 000 V puis 400 V dans le réseau de distribution opéré par Enedis. À chaque étape, un transformateur est utilisé. Et c’est autant d’occasions de « perdre » une petite partie du courant.

Car le rendement d’un transformateur s’élève généralement autour de 95 %. Cela signifie que 5 % du courant qui le traverse est gaspillé, principalement sous forme de chaleur. Individuellement, cela paraît peu. Mais multiplié par les millions de transformateurs en service en France, les pertes sont significatives. Pour se faire une idée, l’ADEME estime à environ 40 térawattheures (TWh) les pertes annuelles des transformateurs de distribution et de l’industrie dans l’Union européenne (UE). Elles sont responsables de 20 % du total des pertes en ligne du réseau électrique (200 TWh/an dans l’UE). En France, le gisement d’économies d’énergie lié aux transformateurs est estimé à 1,1 TWh.

Des transformateurs à haut rendement coûteux à l’achat mais économiques à l’usage

Un gisement qui pourrait être exploité grâce aux transformateurs « à pertes réduites ». Des appareils dont le rendement dépasse les 98 %. Trois petits pourcents qui font toute la différence. Car s’ils sont vendus 1,5 à 2 fois plus chers qu’un modèle standard, les économies qu’ils permettent de réaliser sur la facture d’électricité amortiraient rapidement le surcoût. Exemple à l’appui. « Sur un transformateur standard capable de délivrer 63 000 W vendu 2 000 euros, vous aurez environ 2 850 W de perdus. Mais sur un transformateur écodesign à 4 000 euros, vous réduisez les pertes à 1 260 W » explique Guillaume Barat, responsable d’usine chez Circé, un fabricant français de transformateurs basse tension.

« Sauf qu’un transformateur, ça reste souvent branché 24 h/24 toute l’année » lance le cadre, avant de se lancer dans un calcul. « Sur un transformateur utilisé 50 % du temps, on récupère l’investissement en moins d’un an au prix actuel de l’électricité » affirme-t-il. Dans ce cas, les économies annuelles d’électricité s’élèveraient à 1 376 euros. Sur un transformateur exploité en permanence à 100 % de sa puissance nominale, l’économie atteindrait 2 752 euros, soit moins de 6 mois de retour sur investissement. « En plus, on gagne en durée de vie. La température de fonctionnement des transformateurs écodesign étant plus faible, 140 à 150 °C pour 180 °C sur les transformateurs standards ».

Malgré leurs avantages, les transformateurs écodesign se vendent difficilement

Pour réduire les pertes dans ses transformateurs tout en maîtrisant les coûts, Circé a dû investir en recherche et développement. « On a cherché à faire des transformateurs écodesign à partir de composants standards. On a travaillé sur le circuit magnétique, qui a des tôles hautes performances, sur la géométrie, les températures de fonctionnement, on a augmenté les sections de câbles et on emploie du cuivre plutôt que de l’aluminium » énumère l’ingénieur. Malgré tout, l’entreprise basée à Parigné-l’Évêque près du Mans ne parvient pas à vendre sa gamme écodesign, mise sur le marché début 2023. « On en a vendu de l’ordre d’une dizaine d’unités sur un an » déplore Guillaume Barat, alors que son entreprise réalise un chiffre d’affaires annuel de 3 millions d’euros, en vendant principalement des transformateurs standards.

À l’origine de cette initiative, il y a la directive européenne n° 2019/1783 imposant un rendement minimum de 98 % sur les transformateurs haute tension. « On a pensé que la directive allait forcément arriver sur nous » explique le responsable. Mais aujourd’hui, le texte ne s’applique toujours pas aux transformateurs basse tension, dont Circé s’est fait la spécialité. « Je pensais qu’on en vendrait beaucoup, mais le problème, c’est que les vendeurs de transformateurs ne sont pas des utilisateurs » se dépite-t-il. Car le fabricant écoule une part importante de ses produits à travers des prestataires distributeurs et installateurs, comme Eiffage Clemessy, Equans Ineo, Bouygues ou encore Spie. « Quand un client construit une usine, il fait appel à un prestataire pour faire un devis. Le prestataire va vouloir proposer le devis le moins cher. Comme le client n’est pas forcément pointu sur les transformateurs électriques, il va avoir tendance choisir le moins cher sans regarder la pertinence des modèles écodesign » détaille Guillaume Barat.

Pour tenter d’inverser la tendance, Circé veut communiquer auprès des acteurs du secteur. Le fabricant a notamment invité une trentaine d’industriels dans son usine, pour échanger autour de la sobriété et l’efficacité énergétique, dans l’espoir de faire germer l’écoconception dans l’esprit des clients.

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Le solaire flottant est un secteur en pleine expansion, avec une capacité installée de 2,6 GWc en 2020, essentiellement concentrée en Asie. Accompagnant ce développement rapide, la technologie progresse et aboutit notamment à un premier tracker solaire flottant proposé par Soltec.

Les avantages du solaire flottant sont multiples, et le premier d’entre eux est de pouvoir utiliser des plans d’eau déjà artificialisés, comme ceux issus de barrages, de STEP, ou d’anciennes mines inondées. Le solaire flottant permet ainsi de réduire les contraintes foncières et de conflit d’usage, notamment dans les lieux où il existe peu de terrains disponibles.

Un inconvénient, toutefois, réside dans le rendement global de production. En effet, par principe, un plan d’eau est plat, et le rendement de panneaux photovoltaïques placés horizontalement est plus faible, car ils ne font pas face au soleil, notamment dans les zones situées aux latitudes élevées et pendant la saison d’hiver. Une solution est de placer les panneaux sur des structures en hauteur permettant de les redresser face au soleil. Cependant, outre la complexité accrue de l’installation, ces structures deviennent sensibles au vent, ce qui accroit encore la difficulté d’installation, et les risques d’endommagement. C’est pour résoudre ces problèmes que Soltec propose un nouveau suiveur (tracker) solaire, baptisé Flotus, et destiné aux installations photovoltaïques flottantes.

Un système robuste aux conditions de l’environnement

Soltec indique que son système de tracker est issu d’une conception navale avancée. Les panneaux sont en effet placés sur un dispositif relativement complexe constitué d’un réservoir central inondable et de deux flotteurs longitudinaux. La société ne donne pas beaucoup de détails sur le fonctionnement mécanique de l’ensemble, mais indique qu’il permet un mouvement similaire à celui des trackers solaires au sol. Il permet notamment de redresser les panneaux, et de suivre la course du soleil de l’est à ouest. Le fabricant assure que Flotus permet d’augmenter la production d’électricité de 15 à 25 % en élargissement la période de production aux heures matinales et en soirée. Autre avantage : le système permet d’utiliser des panneaux bifaciaux, qui bénéficient en l’occurrence de la réflexion de la lumière du soleil sur l’eau.

Combiné avec l’effet de refroidissement de l’eau, et la minimisation de l’ombrage entre modules, Soltec avance que le Flotus surpasse les performances des trackers solaires au sol. Étant lui-même fabricant de ce type de matériel, on peut supposer que Soltec connaisse bien les performances de ces systèmes. Par ailleurs, le système est robuste. D’après Soltec, en effet, il peut fonctionner sans risque même en cas de rafales de vent dépassant 100 km/h. Nous n’avons pas d’information au sujet du prix du système et de sa rentabilité économique. Le système semble visuellement complexe et massif, mais il est possible que les gains de productivité compensent les surcoûts du système. Cela devra être vérifié dans la durée, après la première construction du Flotus dans le cadre d’un projet concret.

Soltec propose une vidéo sur son système : elle reste toutefois assez elliptique ⬇️

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Une conférence internationale s’est tenue les 11 et 12 juin à Berlin (Allemagne) pour la reconstruction de l’Ukraine, en guerre depuis plus de deux ans. Concernant l’énergie, l’avenir pourrait porter davantage sur les énergies renouvelables, afin d’améliorer la sécurité d’approvisionnement du pays.

Depuis le début de l’invasion russe en Ukraine le 24 février 2022, les infrastructures ukrainiennes ont subi de lourds dommages. Selon la société financière internationale (IFC), membre du groupe de la Banque mondiale, l’Ukraine a perdu près de 80 % de sa production d’énergie thermique depuis le début du conflit, ainsi qu’environ 35 % de sa capacité hydroélectrique. Les besoins financiers en matière de reconstruction ont été chiffrés à 47 milliards de dollars fin 2023. Et la situation ne va pas en s’améliorant puisque les frappes russes se sont intensifiées au cours des derniers mois à l’encontre des infrastructures énergétiques. Le président ukrainien, Volodymyr Zelensky, affirme que le pays a perdu la moitié de ses capacités de production électriques depuis l’hiver dernier.

Reconstruire l’Ukraine grâce aux énergies renouvelables ?

La question de la reconstruction de l’Ukraine est au cœur d’une conférence internationale qui s’est déroulée à Berlin les 11 et 12 juin. À cette occasion, l’Union européenne s’est engagée à aider le pays à reconstruire ses infrastructures énergétiques. Le temps presse pour préparer l’hiver prochain et éviter que la population ukrainienne ne subisse des coupures d’électricité par manque de capacités de production. Les lignes haute-tension, qui exportent notamment la production des centrales nucléaires, sont une cible facile pour la Russie. D’ailleurs, dès leur réparation, elles sont de nouveau attaquées, d’après le PDG de l’entreprise DTEK qui est le plus grand énergéticien ukrainien.

L’avenir de l’Ukraine pourrait donc se focaliser sur la construction de sites d’énergies renouvelables, tels que des centrales solaires ou des parcs éoliens. C’est en tout cas une idée qui fait son chemin au cours de la conférence. Ainsi, le chancelier allemand a déclaré que la reconstruction ciblera les énergies renouvelables et l’hydrogène.

En effet, alors qu’il est facile de détruire rapidement, une grande partie des moyens de production d’électricité d’un pays en visant ses centrales thermiques ou nucléaires, il n’en va pas de même avec les énergies renouvelables. L’intérêt des sites de production photovoltaïque ou éolienne réside dans le fait qu’ils sont décentralisés, c’est-à-dire qu’ils peuvent être présents un peu partout sur le territoire. Il sera alors beaucoup plus compliqué de porter une atteinte grave au réseau puisqu’il faudrait multiplier les attaques sur tous les sites de production. Par ailleurs, les moyens de production renouvelables présentent également l’avantage de pouvoir être réparés plus facilement que des centrales nucléaires ou thermiques par exemple. Il faut toutefois noter qu’un réseau majoritairement composé de moyens de production renouvelables intermittents nécessite toujours des centrales ou sites de stockage pilotables pour assurer sa stabilité.

Un soutien des États et des investisseurs privés pour installer des énergies renouvelables en Ukraine

Le développement des énergies renouvelables nécessite le soutien des États, mais il pourra aussi passer par des investisseurs privés. Ainsi, l’IFC et la banque internationale pour la reconstruction et le développement (BORD) œuvrent en ce sens avec pour objectif de faire progresser la production éolienne et solaire de 20 GW sans oublier le stockage par batteries à 5 GW d’ici 2040.

La guerre pourrait donc être l’occasion pour l’Ukraine de revoir son mix électrique. Rappelons qu’avant le conflit, le bouquet électrique du pays était porté par le nucléaire (54,6 %), suivi du charbon (23,1 %). Loin derrière, se trouvaient le gaz naturel (9,1 %), l’hydroélectricité (6,5 %) et le solaire photovoltaïque (4,2 %). La totalité des énergies renouvelables ne représentait que 11,1 % de la production électrique en 2021 (source AIE, 2021). La conférence internationale pour la reconstruction de l’Ukraine s’est tenue juste avant le G7 qui se réunit en ce moment en Italie pour évoquer notamment l’utilisation des avoirs russes gelés. Enfin, une conférence sur la paix en Ukraine aura lieu en Suisse le week-end des 15 et 16 juin.

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Ça avance pour le projet de stockage de déchets radioactifs Cigéo. L’IRSN vient de publier la première partie de son rapport visant à en évaluer la sûreté. S’il s’agit là d’un signal encourageant pour l’Andra, la route est encore longue avant le stockage des premiers déchets, prévus à l’horizon 2035 – 2040.

L’IRSN (Institut de radioprotection et de sûreté nationale) vient de dévoiler la première partie de son rapport concernant la demande d’autorisation de création de Cigéo, ce projet français de centre de stockage profond de déchets radioactifs. Cette première phase, d’une expertise organisée sur 30 mois, porte sur les données de bases nécessaires à l’éventualité de la sûreté de Cigéo. Appelé GP1, ce rapport de 169 pages indique notamment que l’Andra (Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs), porteur du projet Cigéo, a accumulé suffisamment de données pour permettre l’évaluation de sûreté du projet. Ces connaissances concernent un très grand nombre de données sur l’implantation future du site, incluant des caractérisations géologiques, hydrogéologiques et géotechniques.

Selon l’IRSN, l’Andra a également démontré une importante compréhension de la couche géologique dans laquelle seront stockés les déchets radioactifs. Néanmoins, deux points de vigilance ont été identifiés. Le premier concerne la composition des composants métalliques qui viendront chemiser les alvéoles de stockage. Le second concerne des incertitudes sur le risque de flexure (phénomène de plissement) de la couche géologique en question. Désormais, la deuxième phase de l’expertise de l’IRSN portera sur l’évaluation de sûreté du projet en phase d’exploitation (GP2), puis sur l’évaluation de sûreté en phase d’après fermeture (GP3).

Cigéo, une infrastructure permettant le stockage à long terme des déchets radioactifs

Le projet Cigéo répond à un besoin de stockage des déchets radioactifs du parc nucléaire français. Il est le fruit d’importantes recherches, lancées dès le début des années 90, sur l’intérêt du stockage des déchets radioactifs en couche géologique profonde. Implanté entre la Meuse et la Haute-Marine, le site devrait permettre le stockage des déchets MA-VL et HA à une profondeur de 500 mètres dans une couche géologique apparentée à de l’argile, réputée pour son caractère étanche. Il devrait être en service pendant une centaine d’années, puis assurer un confinement efficace des déchets après fermeture sans aucune intervention humaine. Au total, le site pourrait stocker près de 80 000 mètres cubes de déchets.

Si toutes les conditions sont réunies, les travaux d’expertise de l’IRSN pourraient aboutir sur un décret d’autorisation de création. Ce décret signerait alors le début de la construction initiale du site et ses premiers essais, pour une mise en service à l’horizon 2040.

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Engagé dans sa transition énergétique, le territoire américain de Porto Rico a acheté des panneaux solaires capables de résister à des ouragans. La technologie sélectionnée permettra également de bénéficier d’une rapidité d’installation ainsi que d’une utilisation optimisée de l’espace.

L’année dernière, nous vous avions présenté les panneaux solaires Maverick de l’entreprise australienne 5B. Ces modules fabriqués et précâblés en usine se déploient rapidement sur site, se dépliant tel un accordéon (un seul Maverick comprenant 90 modules). Récemment, le fabricant a annoncé une nouvelle collaboration avec AES Corporation, une multinationale de l’énergie basée aux États-Unis. Cette dernière prévoit de construire une centrale solaire de 69 MW à Jobos, dans l’ouest de Porto Rico. La ferme intégrera également un système de stockage par batterie de 100 MW pour une durée de 4 heures.

Grâce à sa facilité d’installation, cette technologie australienne devrait réduire le besoin en main-d’œuvre de 70 %. AES rapporte effectivement qu’une équipe de trois personnes seulement peut installer 1 MW en une semaine. Un autre avantage est l’optimisation de l’espace. Selon le fabricant, les panneaux Maverick peuvent presque doubler le rendement par surface comparé à une centrale traditionnelle équipée de panneaux à axe unique.

Des panneaux résistants aux conditions climatiques extrêmes

Porto Rico vise la neutralité carbone en 2050 en souhaitant un mix électrique composé de 100 % d’énergies renouvelables. Le territoire compte ainsi reposer en grande partie sur le solaire. Toutefois, le déploiement rapide de cette source d’énergie rencontre un obstacle majeur : les conditions climatiques extrêmes de la région. Il faut savoir que Porto Rico est un territoire américain sujet aux ouragans. C’est en partie en raison de ces défis climatiques que l’AES a porté son choix vers le système Maverick de l’entreprise 5B. Ces modules sont réputés pour leur robustesse, car selon le fabricant, ils seraient capables de résister à des vents allant jusqu’à 267 km/h.

D’ailleurs, l’île est toujours en train se remettre des dégâts causés par les catastrophes naturelles de ces dernières années, dont certaines ont été particulièrement dévastatrices. Après une panne d’électricité record de 328 jours dans certains endroits suite au passage de l’ouragan Maria en 2017, le gouvernement portoricain a décidé d’entamer donc une démarche vers une meilleure résilience électrique, en parallèle avec sa transition énergétique.

Des modules solaires plus résistants nécessaires

Avec la transition énergétique, le solaire occupera de plus en plus de place dans le mix mondial. Cela souligne le besoin de développer davantage des panneaux plus résilients, capable de résister aux aléas naturels. En Inde, rappelons qu’une vaste centrale solaire flottante prête à être mise en service a été dévastée par un orage. En France, l’année dernière, de nombreux panneaux solaires ont succombé sous l’impact de gros grêlons, un phénomène également observé au Texas en mars dernier. Compte tenu des investissements substantiels dans le solaire et des risques de dommages météorologiques auxquels les installations sont confrontées, de nouvelles normes de fabrication devraient peut-être être introduites.

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Les épisodes de chaleur sont de plus en plus réguliers et intenses ces dernières années et l’usage de la climatisation s’est répandu, tant dans les bâtiments à usage professionnel que dans le parc résidentiel. Mais quel est l’impact de la climatisation sur le réseau électrique français ? Ce dernier peut-il être déséquilibré en cas d’utilisation massive de la climatisation en été ?

Ces dernières années ont été marquées par de fréquents épisodes de canicule. Depuis 2018, chaque été ou presque est traversé par des phénomènes exceptionnels en matière de température. L’examen des bilans climatiques établis chaque année par Météo France le confirme :

• L’année 2018 a été la plus chaude depuis le début du XXe siècle et le pays a connu une canicule du 24 juillet au 8 août.
• L’année 2019 se positionne au troisième rang des années les plus chaudes en France depuis le début du XXe siècle avec notamment « deux vagues de chaleur d’une intensité exceptionnelle durant l’été ».
• L’été 2020 a été « exceptionnellement sec en juillet et dans le top 10 des étés les plus chauds ».
• Malgré des mois de juillet et août marqués par plusieurs refroidissements, le mois de juin s’est classé au 5ᵉ rang des mois de juin les plus chauds depuis 1900.
• L’été 2022 a été qualifié par Météo France comme « l’été de tous les extrêmes » avec trois vagues de chaleur remarquables par leur durée et leur intensité.
• L’été 2023 se classe au 4ᵉ rang des étés les plus chauds depuis 1900, ex aequo avec l’été 2018.

Plus de 800 000 climatiseurs vendus en 2020

Dans ce contexte, le recours à la climatisation se développe, pour préserver un confort de vie, que ce soit dans les lieux de travail (bureaux, magasins) ou à domicile. Selon l’agence de la transition écologique (ADEME) qui a publié une étude sur la climatisation en 2021, le taux d’équipement est passé de 14 à 25 % entre 2016 et 2020 pour les ménages. Sur l’année 2020, le nombre d’appareils de climatisation vendus a dépassé les 800 000 alors que ce chiffre était stable autour de 350 000/an jusqu’ici. Ce mouvement est porté par le développement des appareils réversibles, qui assurent le chauffage en hiver et le rafraîchissement des pièces en été. Le rafraîchissement intérieur peut également être assuré par des climatiseurs mobiles, plutôt utilisés dans les appartements de petite surface.

Mais alors, quelles sont les conséquences sur le réseau électrique, sachant que celui-ci doit en permanence être à l’équilibre en production et consommation ? Les pics de consommation qui sollicitent le réseau ont lieu principalement en hiver, pendant les périodes de grand froid. D’ailleurs, c’est pour cela que les pouvoirs publics ont multiplié les appels à la sobriété énergétique à l’approche de l’hiver 2022/2023, alors que le parc nucléaire français était à la peine, que les réserves hydrauliques étaient faibles et que la guerre en Ukraine fragilisait les importations de gaz au sein de l’Union européenne (UE).

Pour autant, l’impact de la climatisation sur le réseau électrique l’été n’est pas insignifiant. Dans son rapport précité, l’ADEME estime qu’en 2020, la consommation liée à la climatisation a atteint 4,9 TWh dans le secteur résidentiel et 10,6 TWh dans le secteur tertiaire.

Une pointe de consommation de +700 MW par degré supplémentaire en cas de canicule

Pour avoir une idée plus précise de l’impact de la climatisation sur le réseau en été, il faut se reporter aux analyses climatiques publiées par le gestionnaire de réseau RTE. Dans sa publication sur l’été 2018, RTE confirme que la climatisation et la ventilation ont un impact variable sur la consommation d’électricité. Le gestionnaire de réseaux estime alors que « lorsque la température augmente d’un degré en été, la consommation électrique augmente en moyenne de 500 MW à la pointe journalière ». Cela représente l’équivalent de la consommation instantanée de l’agglomération de Bordeaux. Pour comparer avec l’hiver, RTE précise que la consommation augmente jusqu’à + 2 400 MW par degré en moins lors d’une vague de froid en hiver. Le recours à la climatisation en été n’a donc pas un impact équivalent aux pics de consommation en hiver.

Dans sa publication sur l’été 2019, RTE précise néanmoins qu’en cas de canicule, soit plusieurs jours consécutifs avec une augmentation de 7 °C des températures par rapport aux normales de saison, la pointe de consommation estivale pourrait dépasser 60 000 MW, ce qui est très élevé pour cette période. Pour justifier son estimation, RTE rappelle qu’un pic de 57 000 MW a été enregistré le 4 juillet 2018 alors que les températures étaient supérieures de 3 °C par rapport aux températures de saison. Et les pics de consommation ne font qu’augmenter en été puisque dans une publication de juin 2021, RTE précise que le 25 juillet 2019 à 13 h, la consommation estivale a atteint son niveau historique de 59 100 MW. Le gestionnaire de réseaux réévalue alors l’impact de la climatisation sur la consommation en indiquant qu’elle peut atteindre jusqu’à + 700 MW par degré dans des conditions caniculaires. On est bien au-delà des 500 MW estimés en 2018, ce qui montre que le phénomène s’accélère. Encore une fois, cela n’a rien à voir avec les pics de consommation hivernaux qui ont atteint, par exemple, 85 000 MW au cours de l’hiver 2018/2019, selon RTE. Le record absolu s’élève à 102 098 MW, atteint durant le rigoureux hiver 2012.

La maintenance estivale des centrales nucléaires réduit les capacités de production

Le niveau et les pics de consommation sont donc incomparables en hiver et en été. Pour autant, cela ne veut pas dire que l’impact de la climatisation sur le réseau est anecdotique. En effet, les moyens de production ne sont pas identiques entre les saisons. Par exemple, notre parc nucléaire, qui assure la majorité de notre production électrique, fonctionne à plein régime l’hiver. En revanche, l’été, alors que la consommation est moindre, des arrêts de réacteurs sont systématiquement programmés pour effectuer les opérations de maintenance. Selon EDF, il est nécessaire d’arrêter un réacteur tous les 12 à 18 mois lorsqu’il fonctionne en continu. Plusieurs opérations peuvent nécessiter l’arrêt des réacteurs : le rechargement du combustible qui dure 35 jours environ, la visite partielle qui dure environ 60 jours et la visite décennale qui se déroule sur plusieurs mois. Il peut également y avoir des arrêts dus à des problèmes techniques, comme on l’a vu ces dernières années avec le phénomène de corrosion sous contrainte. Ce mois-ci, un réacteur de la centrale de Belleville-sur-Loire (Cher) sera arrêté pour recharger une partie de son combustible.

La climatisation n’est pas un danger pour le réseau électrique

Il n’est donc pas du tout anodin pour le réseau de voir les pics de consommation estivaux augmenter sous l’effet du recours grandissant à la climatisation. Néanmoins, si à l’avenir, le recours à la climatisation devient massif, cela ne présentera pas forcément un danger pour l’équilibre du réseau. Plusieurs raisons permettent d’être rassurant sur ce point. D’abord, les fabricants de climatisation progressent afin que leurs appareils soient plus économes en électricité. C’est le cas par exemple des climatiseurs réversibles fixes qui sont plus économes que les climatiseurs mobiles. Les fabricants sont encouragés dans leurs efforts. Ainsi, fin 2015, l’ADEME avait lancé un appel à projets sur la climatisation durable et le froid du futur afin « d’encourager le développement de “solutions froid” efficaces et durables ». Un autre appel à projets s’est déroulé en 2022 à propos de « l’innovation dans les systèmes énergétiques et traitement de l’air du bâtiment ».

L’information des usagers est également importante afin de réguler l’utilisation de la climatisation. L’ADEME se mobilise à ce sujet afin de communiquer sur les bonnes pratiques : ne pas s’équiper dans l’urgence et veiller au bon dimensionnement du produit, faire entretenir son matériel par un professionnel, mettre en pratique les bons gestes pour rafraîchir son logement afin de limiter le recours à la climatisation, etc. Enfin, la rénovation thermique des bâtiments devrait permettre de limiter l’utilisation de la climatisation. À ce sujet, de nombreuses aides financières mises en place par l’État existent pour inciter les propriétaires à entreprendre des travaux ayant pour but d’améliorer les qualités thermiques des bâtiments.

Pour conclure, la climatisation sollicite effectivement le réseau électrique en été, de façon non négligeable ces dernières années, en période de canicule. Toutefois, les progrès de la filière en matière d’efficacité des appareils et la rénovation des bâtiments permettent de contenir l’impact de la climatisation sur le réseau afin de préserver son équilibre.

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L’intégration croissante dans le réseau électrique de capacités de production d’électricité non-pilotables conduit à des risques importants de ne plus parvenir à assurer la stabilité de ce réseau. Et ce point difficile devient crucial dans les réseaux de petite taille, et isolés, comme ceux des îles, compromettant leur capacité à produire une proportion significative d’énergie renouvelable. Une start-up espagnole propose une technologie de stockage d’énergie dite « hybride » permettant d’assurer la qualité et la stabilité requises du réseau, en bénéficiant des avantages combinés de supercondensateurs et de batteries lithium-ion.

Les Îles Canaries sont ce petit archipel situé au large du Maroc, qui forme l’une des dix-sept communautés autonomes d’Espagne. Elles sont peuplées de 2,2 millions d’habitants, répartis sur une superficie de 7 400 km², soit l’ordre de grandeur de celle d’un département français. L’Espagne s’est fixé des objectifs volontaristes concernant la transition énergétique, et prévoit en particulier que la puissance installée en termes de stockage d’énergie passe de 8,3 GW en 2021 à 20 GW d’ici à 2030.

Les Canaries sont tenues à participer à l’atteinte de ces objectifs, en occupant néanmoins une place toute particulière. En effet, les réseaux électriques insulaires sont plus petits, et isolés, c’est-à-dire qu’ils ne sont pas, ou peu, interconnectés. Dans ces conditions, les contraintes portant sur le stockage d’électricité sont accrues pour assurer la stabilité du réseau, et notamment lorsqu’il s’agit d’accommoder une proportion importante de capacités de production non pilotables.

Les promesses d’un système hybrides pour assurer la stabilité du réseau

C’est dans ce contexte qu’a été développé le projet ViSync. Ce dernier met en œuvre une technologie dite de stockage hybride, basée d’une part sur des batteries lithium-ion et d’autre part sur des supercondensateurs. Cette synergie est d’un grand intérêt, car elle combine des technologies qui disposent de vitesses de réaction différentes pour fournir la puissance électrique nécessaire à l’équilibre du réseau. Cet équilibre, en effet, nécessite de mettre en place des moyens d’assurer des puissances très importantes sur des périodes très courtes (inférieures à la seconde, ou de quelques minutes), et des puissances moins importantes, mais sur des durées plus longues (jusqu’à quelques heures).

Les supercondensateurs sont capables de répondre aux besoins très rapidement, mais ils ne disposent pas d’une grande capacité de stockage d’énergie. Et c’est là qu’interviennent les batteries, pour des besoins plus importants en énergie, mais avec une plus faible réactivité. Cette architecture permet de ne pas avoir à surdimensionner en puissance le système de batteries, tout en préservant leur durée de vie.
Un autre atout du projet ViSync est d’être doté de systèmes de pilotage dit « grid-forming » (que l’on peut traduire par « formateur de réseau », ou par « autonome »). Ce type de système est capable d’assurer les bonnes caractéristiques du réseau (tension, fréquence), en l’absence d’alternateurs de centrales thermiques classiques, et de ne plus seulement être passif (« grid-following »).

L’optimisation d’ensemble du système permet en principe de couvrir les besoins de stabilisation du réseau électrique, et ce même lorsqu’il comporte une importante proportion de sources d’énergie non pilotables dans un réseau de petite taille non interconnecté. Et c’est pour démontrer cette technologie qu’a été conçu le projet dans les Îles Canaries.

Une collaboration large entre de nombreux partenaires

Le projet ViSync est en effet un projet pilote. Il profite du retour d’expérience de projets précédents à plus petite échelle, et qui visaient également à pouvoir fournir des puissances importantes avec une très grande réactivité. Par exemple, le projet RES+, en Espagne, ou encore le projet INERTIA+, au Royaume-Uni, pouvant fournir très rapidement 5 MW de puissance, et pouvant stocker 38,88 MJ (soit environ 10 kWh).

L’installation sera connectée au réseau de transport haute tension commun aux îles de Lanzarote et de Fuerteventura, à l’est de l’archipel, plus précisément au niveau de la sous-station de 66 kV de Mácher (Lanzarote). Le système sera doté d’une puissance-crête de 16 MW (18.8 MVA de puissance apparente maximale) et d’une capacité de stockage 3,45 MWh.

Le projet s’articule autour d’un partenariat regroupant un grand nombre de partenaires. En premier lieu, le concepteur du système : la société Hybrid Energy Storage Solution (HESStec), une start-up espagnole. Vient ensuite Elewit, la plate-forme technologique de l’opérateur réseau Redeia (Red Eléctrica de España), qui a investi dans HESStec notamment pour soutenir le projet ViSync. D’autres sociétés sont impliquées : CEN Solutions, S2 Grupo et CERE. Le projet est en outre subventionné par l’ERHA PERTE, un programme stratégique de l’État espagnol destiné à développer les technologies renouvelables, l’hydrogène vert, et le stockage d’énergie.

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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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