Le fabricant chinois de panneaux solaires Das solar va implanter une usine à Mandeure, dans le Doubs (Franche-Comté). Il récupère une friche industrielle, où seront produits 3 gigawatts (GW) de modules photovoltaïques chaque année, afin de répondre à l’importante demande européenne.

C’est une première en Europe : le géant chinois Das Solar va implanter une grande usine de panneaux photovoltaïques à Mandeure, dans le Doubs. Avec un investissement de 109 millions d’euros, la gigafactory devrait voir le jour courant 2025 et employer 580 personnes.

Das Solar a racheté pour 1,2 million d’euros le site de l’ancienne usine Faurecia, une friche industrielle. Le site accueillera dès 2025 une usine capable de produire trois gigawatts (GW) de panneaux photovoltaïques par an. Jean-Pierre Hocquet, maire de Mandeure, se réjouit auprès de France 3 de cette annonce : « J’ai senti tout de suite le sérieux des racheteurs. Quand on voit quelqu’un arriver avec plusieurs millions d’euros, on sent que ce ne sont pas des rigolos. »

Avec une superficie de 51 000 m² de bâtiments et des perspectives d’agrandissement, l’usine devrait générer près de 580 emplois directs, sans compter les nombreux postes indirects. À terme, le projet pourrait mobiliser jusqu’à 3 500 emplois dans une filière complète intégrant des sous-traitants locaux et internationaux.

À la recherche d’autres friches industrielles

En choisissant la France pour sa première implantation hors de Chine, Das Solar répond à la demande croissante de panneaux solaires en Europe et en Afrique francophone. « Nous avons l’ambition de nous développer en Europe, et c’est une nouvelle étape dans notre projet d’implantation », a déclaré Shi Si, présidente de Das Solar France.

DAS Solar recherche encore 200 000 mètres carrés, idéalement situés à proximité de Mandeure, dans l’agglomération du Pays de Montbéliard, pour compléter son projet industriel. L’entreprise prévoit d’investir au total 850 millions d’euros afin de construire une usine de 5 GW dédiée à la production de cellules, ainsi qu’une autre de même capacité destinée aux panneaux solaires.

L’énergie solaire au secours de l’économie locale

Le projet inclut un transfert de technologies, imposé par l’État français, pour garantir que les compétences développées profitent au territoire. Frédéric Barbier, ancien député du Doubs et acteur clé des négociations au travers de sa société de conseil, souligne : « désormais, il faut des transferts de technologies et de nouveaux savoir-faire en France, qu’on n’a pas ou plus. »

Cette implantation représente une opportunité pour Mandeure, où l’économie souffrait des départs successifs d’industries traditionnelles. Avec un objectif de production fixé à juin 2025, la commune de près de 5 000 habitants espère bénéficier d’un regain d’activité, tant au niveau de l’emploi que de l’immobilier. Das Solar entend aussi jouer un rôle dans le développement des énergies renouvelables en Europe. Avec une production estimée à cinq millions de panneaux par an, l’entreprise pourrait rapidement devenir un acteur clé du Pacte solaire 2030, aux côtés de grands noms comme Engie et EDF.

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Le marché mondial des panneaux solaires connaît une nouvelle phase de baisse de prix spectaculaire, passant pour la première fois sous le seuil de 6 centimes d’euros par watt crête (Wc).

Selon Leen van Bellen, responsable du développement commercial pour l’Europe chez Search4Solar, les modules solaires ont franchi un seuil historique, atteignant 0,055 €/Wc sur le marché FOB (free-on-board, hors taxes, assurances et frais de transport) en Chine début novembre. Une telle baisse marque un tournant pour l’industrie solaire mondiale, où les coûts des panneaux photovoltaïques n’ont jamais été aussi bas.

Cette chute de prix est attribuée à plusieurs facteurs. Premièrement, « certains fournisseurs sont désireux de réduire leur stock, ce qui a conduit à des prix extrêmement compétitifs. Celui qui abaisse les prix en premier crée un effet d’impulsion qui incite à l’achat, ce qui vous place devant les autres » explique-t-il auprès de PV magazine. Ensuite, des progrès dans l’efficacité de la chaîne d’approvisionnement, des niveaux de production élevés contribuent à cette dynamique et une concurrence accrue favorisent cette baisse des prix. De probables subventions étatiques permettraient également aux fabricants chinois de proposer des prix très difficiles à concurrencer en Europe.

Une tendance nuancée par le marché européen

Cependant, ces prix records majoritairement observés en Chine ne se reflètent pas pleinement en France. Dans l’Hexagone, les prix des panneaux solaires destinés aux particuliers varient entre 16 et 20 centimes d’euros TTC par watt crête (€/Wc), tandis que pour sur le segment professionnel, ils oscillent entre 12 et 14 centimes € HT/Wc.

L’écart en prix entre les panneaux européens et chinois peut s’expliquer par deux facteurs. Ainsi, il faut noter que les prix chinois annoncés concernent des modules souvent fabriqués par des acteurs de moindre qualité, ce qui fait mécaniquement baisser la moyenne des prix. En Europe, les fabricants dits « Tier 1 », reconnus pour leur fiabilité et leur performance, proposent leurs produits à des tarifs généralement compris entre 8 et 12 centimes/Wc. Aussi, les coûts liés au transport, à l’entreposage et à la distribution viennent s’ajouter, rendant les modules photovoltaïques plus onéreux pour le consommateur final.

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Le Portugal, à l’instar de son voisin espagnol, connaît depuis plusieurs mois des épisodes de prix négatifs sur le marché de l’électricité. Une situation paradoxale, reflet d’une transition énergétique rapide, mais aussi d’un marché électrique en tension.

Entre février et mai 2024, le prix spot de l’électricité au Portugal a atteint des niveaux records, avec une moyenne de 2,89 euros par mégawattheure (€/MWh) entre le 26 avril et le 10 mai 2024, 3,14 €/MWh pour l’Espagne sur la même période. Poussée par des conditions climatiques idéales et une forte capacité de production renouvelable, la péninsule ibérique a vu ses prix dégringoler, atteignant même des valeurs négatives pendant plusieurs heures. Pour écouler l’excédent d’électricité, les producteurs portugais ont dû rémunérer les acheteurs, une réalité qui s’est traduite par 250 heures de prix négatifs depuis le début de l’année, comme le relève Ignacio Cobo, analyste chez Afry, auprès de Montel News lors d’une conférence à Lisbonne organisée en octobre dernier. À cela s’ajoutent 1 000 heures où les prix ont été nuls.

L’offre est supérieure à la demande

La baisse des prix trouve son origine dans le développement rapide des énergies renouvelables. En 2023, 61 % de l’électricité produite au Portugal provenait d’énergies renouvelables. L’Espagne, de son côté, a vu la part de ces énergies atteindre 50,4 %, marquant une hausse de 8 points en un an. Les deux pays affichent des ambitions élevées : une capacité éolienne et solaire combinée de 138 GW en Espagne et une production électrique annuelle de 90 TWh au Portugal d’ici 2030. Ces objectifs, bien qu’ambitieux, sont jugés « irréalistes » par certains experts, comme Jorge Mendoça e Costa de l’APIGCEE, l’association portugaise des gros consommateurs industriels, interviewé par Montel News.

Cependant, cette abondance, notamment durant les heures d’ensoleillement ou de vent fort, engendre des périodes de surproduction, où l’offre excède largement la demande. Les prix chutent alors mécaniquement. « Si les projets actuels se concrétisent sans une hausse proportionnelle de la demande, les prix à zéro ou négatifs deviendront encore plus fréquents », avertit Ignacio Cobo.

Une aubaine pour les abonnés, un danger pour les producteurs

S’ils profitent aux consommateurs, ces prix négatifs représentent un défi majeur pour les producteurs d’électricité renouvelable. Ces derniers peinent à dégager des revenus suffisants sur un marché où leurs coûts de production sont déjà parmi les plus bas d’Europe. Heikki Willstedt, de l’association espagnole de l’énergie éolienne (AEE), souligne l’urgence d’ajuster les objectifs de production ou de dynamiser la demande d’électricité pour éviter que les renouvelables ne subissent une pression économique trop forte.

Pour surmonter ce déséquilibre, plusieurs solutions sont évoquées. Pedro Amaral, PDG de l’association portugaise Apren, appelle auprès de Montel News à intensifier l’électrification, notamment dans les secteurs du transport et du chauffage. Par ailleurs, le développement de systèmes de stockage d’énergie, comme les batteries ou les centrales de pompage-turbinage, pourrait aider à absorber les surplus et stabiliser les prix. Enfin, des réformes du marché électrique, comme une tarification différenciée selon la disponibilité des renouvelables, sont à l’étude pour mieux intégrer ces énergies intermittentes.

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1 009 189, très exactement : c’est le nombre de producteurs (collectivités et particuliers) d’électricité verte en France, annonce Enedis. 99 % des installations sont des panneaux solaires sur toiture.

Le nombre de producteurs, collectivités et particuliers confondus, d’électricité verte a franchi la barre symbolique du million. Ce chiffre impressionnant reflète la montée en puissance de la transition énergétique dans le pays, avec une adoption massive des énergies renouvelables par les particuliers et les entreprises. Deux chiffres : 99 % des installations sont des panneaux solaires sur toitures ; la région Occitanie représente à elle seule 18 % du million de producteurs français. Ce phénomène, largement alimenté par l’essor du solaire photovoltaïque, marque un tournant dans la manière dont l’énergie est produite et consommée.

Une progression fulgurante

En cinq ans, le nombre de producteurs d’énergie renouvelable a été multiplié par dix, atteignant aujourd’hui un million. « C’est un record dont nous sommes très fiers », a déclaré Marianne Laigneau, présidente du directoire d’Enedis, sur BFM Business. En 2024, ce sont 5 gigawatts (GW) de capacité qui ont été raccordés au réseau, contre 2,2 GW en 2019. Le rythme de raccordement ne cesse d’accélérer, atteignant désormais 300 000 nouveaux producteurs par an. À ce rythme, ce chiffre pourrait doubler d’ici trois ans. Dans ses plans pré-covid, Enedis visait le million de raccordements, déjà atteint, donc, pour 2030.

Le photovoltaïque est le principal moteur de cet engouement. Sur les 46 GW d’énergie renouvelable raccordés en France, 19 GW proviennent du solaire, dépassant dorénavant l’éolien. « 90 à 100 % des nouvelles usines sont systématiquement équipées de panneaux solaires sur leur toit », précise Marianne Laigneau.

L’autoconsommation en hausse

Un autre signe de la maturité de ce secteur est la montée en puissance de l’autoconsommation. Sur le million de producteurs d’électricité renouvelable, 600 000 consomment leur propre production, contre seulement quelques milliers avant la crise sanitaire de 2020. Ce mouvement est particulièrement visible dans les zones rurales : 60 % des producteurs se trouvent dans des communes de moins de 2 000 habitants.

L’essor des panneaux solaires est aussi favorisé par leur démocratisation. Désormais, même des panneaux solaires « plug-and-play » (prêts-à-brancher) sont disponibles dans les magasins de bricolage, permettant à chacun et chacune de contribuer à la transition énergétique en les branchant simplement à une prise domestique.

Répondre à la demande d’électricité

Enedis anticipe une hausse de 15 % de la consommation d’ici 2035, principalement due à l’électrification des transports. « Aujourd’hui, il y a 2 millions de voitures électriques et hybrides rechargeables en circulation. En 2035, on estime qu’il y en aura 18 millions », explique Marianne Laigneau. Cette évolution entraînera un bond de la consommation pour la mobilité, équivalant à celle de la moitié de l’Île-de-France actuelle.

Enedis prévoit ainsi 96 milliards d’euros d’investissements d’ici 2040. Ces fonds serviront à raccorder les nouveaux producteurs, mais aussi à renforcer le réseau face aux aléas climatiques. « Ce qui finance les investissements du réseau, c’est aujourd’hui 22 % de la facture d’un ménage français, contre 30 % il y a quelques années », souligne la présidente d’Enedis, qui prévoit d’augmenter cette part pour financer les projets à venir.

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Un gigawatt de solaire installé en pleine mer voit le jour en Chine. C’est tout simplement la plus grande ferme solaire de ce type au monde.

La Chine, pionnière dans le développement des énergies renouvelables, marque une nouvelle avancée. L’entreprise publique China Energy Investment Corporation (CHN Energy) annonce inaugurer la plus grande ferme solaire en mer au monde. Située au large de la ville de Dongying, dans la province de Shandong, cette installation affiche une capacité de 1 gigawatt (GW), équivalente à une petite tranche nucléaire. Il ne s’agit pas d’un parc flottant, contrairement à la plupart des centrales solaires déployées sur l’eau, mais fixe, puisqu’il est maintenu par des pieux ancrés sur le fond marin.

Un projet titanesque : capacité et impact énergétique

S’étendant sur 1 223 hectares, le parc solaire repose sur 2 934 tables photovoltaïques rassemblant plusieurs milliers de panneaux. Ces dernières, d’une taille de 60 mètres par 35 mètres chacun, forment un ensemble capable de générer 1,78 térawattheure (TWh) par an. Cette production représenterait l’équivalent de la consommation de 2,6 millions de foyers chinois tout en économisant environ 594 500 tonnes de charbon par an. L’impact environnemental est également notable : 1,441 million de tonnes de CO₂ seront évitées chaque année, selon l’entreprise chinoise.

En comparaison, l’Europe est loin derrière en matière de centrales solaires flottantes. La plus grande installation en eau douce en cours de construction sur le continent, en Haute-Marne, ne prévoit qu’une capacité de 74,3 mégawatts (MW), soit plus de dix fois moins que le parc de Dongying.

L’intégration de ce parc dans une stratégie multifonctionnelle est un autre point fort. En combinant production d’énergie solaire et activités d’aquaculture, CHN Energy optimise l’utilisation de l’espace maritime. La combinaison entre énergie et aquaculture génère des revenus complémentaires, estimés à 27 millions de yuans (environ 3,5 millions d’euros).

Cette avancée n’est qu’un début. Une autre centrale solaire flottante, deux fois plus puissante, est en cours de construction dans la province de Jiangsu. Avec une capacité prévue de 2 GW, elle promet de repousser encore les tailles limites des panneaux déployés sur l’eau.

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Une étude publiée dans Nature Energy explique que les réseaux avec une forte intégration des énergies renouvelables dépendantes de la météo montrent une résilience accrue et subissent moins de pannes majeures.

Alors que la transition énergétique mondiale avance et que les énergies renouvelables (ENR) prennent une place de plus en plus importante dans les mix électriques, leur résilience face aux extrêmes météorologiques est remise en question. Sont-elles vraiment à l’origine d’une plus grande instabilité des réseaux électriques, notamment lors de conditions climatiques extrêmes ? Des chercheurs dont la publication est parue dans la revue Nature se montrent optimistes.

Une perception biaisée

Historiquement, les énergies renouvelables ont souvent été accusées d’aggraver les blackouts. L’exemple emblématique est celui du blackout de l’Australie du Sud en 2016. Ce dernier avait touché 850 000 foyers et entreprises, et les éoliennes, mal préparées à des perturbations électriques causées par une tempête, avaient été rapidement mises hors service. Plus récemment, la panne britannique de 2019 qui a affecté près d’un million de clients, a également été partiellement imputée à des défaillances dans une ferme éolienne offshore.

Pourtant, selon cette étude, ces accusations méritent d’être révisées. En analysant 2156 pannes majeures aux États-Unis entre 2001 et 2020, les chercheurs constatent que les réseaux où les énergies renouvelables dépendantes de la météo (WD-RES selon l’acronyme anglais) représentent plus de 30 % de la production électrique enregistrent une diminution de la fréquence des blackouts. En d’autres termes, plus la part des renouvelables augmente, moins les pannes sont fréquentes.

Une classification suivant la pénétration dans le mix

L’étude classe en 4 catégories la pénétration des ENR. Dans les réseaux où les énergies renouvelables constituent entre 30 et 40 % de la production (catégorie RES4), le risque de blackouts affectant plus de 50 000 clients est divisé par presque trois par rapport à ceux où elles représentent moins de 10 % (catégorie RES1). Par exemple, la probabilité d’une panne affectant au moins 50 000 clients passe de 73,64 % (RES1) à seulement 25,12 % (RES4).

De plus, les pertes énergétiques lors des pannes sont réduites de manière significative. Dans les réseaux RES4, ces pertes dépassent rarement 5 % de la demande énergétique totale, une amélioration notable par rapport aux réseaux traditionnels. La durée des interruptions est également plus courte : moins de 3 heures dans 57,54 % des cas pour les réseaux RES4, contre 70,79 % pour les réseaux RES1.

Les conditions climatiques sont la vraie cause des pannes

Les conditions climatiques extrêmes restent le principal facteur déclenchant des blackouts, selon les chercheurs. 95,6 % de l’augmentation des pannes observées lors d’événements climatiques extrêmes – comme les tempêtes, vagues de chaleur ou sécheresses – sont directement liées aux conditions météo elles-mêmes, tandis que la contribution des WD-RES est marginale (4,4 %).

Lors du blackout texan de février 2021, les WD-RES avaient initialement été accusées de défaillance. Ce blackout avait touché des millions de foyers pendant plusieurs jours, causant des pertes humaines et économiques majeures. Toutefois, des analyses ultérieures ont révélé que la cause principale résidait dans l’absence de préparation des infrastructures aux conditions hivernales extrêmes, en particulier les centrales à gaz, responsables de la majeure partie des interruptions.

Une explication réside aussi dans la diversité géographique des WD-RES. Les installations solaires et éoliennes étant réparties sur de vastes territoires, elles sont moins exposées aux perturbations localisées. Par ailleurs, les progrès technologiques, comme les systèmes de prévision météorologique avancés et les mécanismes de découplage automatique, améliorent leur fiabilité.

Les auteurs de l’étude insistent cependant sur l’importance d’investir dans des infrastructures modernes et de renforcer les mécanismes de prévision et de gestion en temps réel des réseaux. Cela inclut une meilleure interconnexion des réseaux régionaux et des outils pour anticiper les événements climatiques extrêmes.

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On arrête, on continue, on arrête et finalement, on continue à nouveau. C’est un habituel redémarrage qu’a vécu le 12 novembre la centrale à charbon de Saint-Avold (en Moselle), avec l’arrivée du froid.

En 2023, l’hiver tendu forçait Réseau de transport d’électricité (RTE) à rappeller la centrale thermique de Saint-Avold (Moselle). Durant l’été et en novembre-décembre 2023, rien à signaler, la tranche 6 de la centrale Émile-Huchet de Saint-Avold restait à l’arrêt. Mais en janvier 2024, elle est à nouveau sur le qui-vive. Puis, elle n’a plus donné de signe de vie depuis, et voilà que RTE la rappelle au charbon : alors que « le risque [de tension sur le réseau] est le plus faible depuis 15 ans » avançait Thomas Veyrenc, directeur exécutif de RTE, le transporteur national préfère la redémarrer par sécurité.

À 10 heures, ce mardi 12 novembre, les premiers mégawatts (MW) ont été injectés sur le réseau. Elle a mis six heures et trente minutes pour atteindre sa pleine puissance et la stabiliser, aux alentours de 570 MW.

L’État hésite : convertir ou arrêter ?

Son impact carbone n’est pourtant plus à démontrer. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), le charbon conservait sa première place d’émetteur de dioxyde de carbone lié à l’énergie : plus de 1 000 g d’équivalent CO2 par kilowattheure, contre moins de 6 g pour le nucléaire, et une trentaine de grammes pour le solaire, par exemple. C’est pour cela qu’elle devait fermer fin mars 2022, après un passage de l’hiver sauvé grâce à la baisse de la consommation. Pour que la centrale rouvre, le gouvernement doit relever le plafond d’émission de gaz à effet de serre pour les installations de production d’électricité à partir de combustibles fossiles. La centrale doit aussi restituer des quotas d’émission (dispositif de l’UE pour contraindre les industries européennes à s’inscrire sur une trajectoire de réduction de leurs émissions, à travers l’échange de quotas).

La France reste engagée, par la voix d’Emmanuel Macron, à sortir du charbon en 2027. Et Olga Givernet, ministre déléguée à l’énergie, d’enterrer définitivement l’avenir de la centrale, sans transition : « pour donner des perspectives, nous devons aller vers des énergies décarbonées. Le gaz ne l’est pas. La biomasse est également une possibilité, mais il faut d’abord que la copie soit solide, ce qui n’est pas le cas. »

Il reste encore trois principales tranches à Saint-Avold. Une au charbon donc, la tranche 6, et les tranches 7 et 8 sont un cycle combiné gaz (CCG) d’une puissance chacune de 430 MW.

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Le risque de tension sur le réseau électrique pour l’hiver 2024-2025 s’annonce comme « le plus faible depuis 15 ans », annonce le gestionnaire du réseau électrique français, Réseau de transport d’électricité (RTE).

La sécurité d’approvisionnement électrique en France perdurera cet hiver, selon les dernières prévisions de RTE. Ce constat est renforcé par plusieurs facteurs : une consommation stabilisée et des moyens de production majoritairement disponibles. En effet, après les tensions de l’hiver 2022-2023, où les risques liés à la guerre en Ukraine et à la sécheresse avaient inquiété, RTE prévoit pour cet hiver un des niveaux de risques les plus bas de ces quinze dernières années.

Thomas Veyrenc, directeur exécutif de RTE, rassure : « le risque pour cet hiver est, comme l’année dernière, le plus faible depuis 15 ans. » Avec une perspective de consommation hivernale en retrait de 6 % par rapport aux niveaux de 2014-2019 et des perspectives de production électrique particulièrement bonnes, il n’y a pas lieu de s’inquiéter.

Une production électrique sécurisée

Pour répondre à la demande cet hiver, le parc de production électrique est globalement en bonne forme. Le nucléaire d’abord, sa production poursuit son redressement. RTE prévoit environ 50 gigawatts (GW) disponibles en janvier 2025 grâce à la réparation des réacteurs affectés par les problèmes de corrosion en 2022 et 2023. Cette reprise permettra de sécuriser l’approvisionnement en périodes de pointe.

L’hydroélectricité ensuite : avec des précipitations significatives en 2024, la production hydraulique atteint un record de 62 TWh depuis janvier, soit une hausse de 40 % par rapport à l’an dernier. Les niveaux des barrages sont aussi les plus élevés depuis 2015, garantissant une ressource supplémentaire en cas de forte demande. Le thermique fossile : les centrales thermiques, bien que disponibles, ne devraient être que peu sollicitées. La production au charbon, quasi négligeable avec moins de 0,2 % de la production totale en 2023, devrait rester marginale, tout comme les centrales à gaz, souvent en veille face aux prix actuels du marché.

Enfin, les énergies renouvelables : l’éolien et le solaire continuent leur progression. Avec un développement de plus de 5 GW supplémentaires (dont 4 GW de solaire), ces sources bas-carbone participent à diversifier l’approvisionnement et renforcent la position exportatrice de la France.

Tendance des derniers hivers

Les hivers récents ont été marqués par un accroissement des capacités de production et une baisse notable de la consommation, encouragée par la sobriété. Depuis 2022, RTE observe une stabilisation de la demande. « Concrètement, le risque évalué l’hiver dernier et celui évalué pour cet hiver de façon probabiliste constituent ainsi les plus faibles depuis une dizaine d’années. » Preuve de l’excédent de production, les exportations vers l’Europe atteignent un record historique. En 2024, elles pourraient franchir la barre des 85 TWh, confirmant la compétitivité du modèle électrique français.

Avec une production majoritairement bas-carbone et des prévisions rassurantes pour cet hiver, la France aborde les mois froids avec confiance. RTE reste cependant vigilant aux aléas météorologiques, et le dispositif Ecowatt demeure mobilisable en cas de pic exceptionnel.

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Un milliard d’euros pour 5 200 km de câble. C’est la commande monumentale de Réseau de transport d’électricité (RTE) auprès de cinq fournisseurs européens pour l’achat des câbles, l’installation et le montage : NKT Solidal, Hellenic, et pour un tiers des cables auprès des usines françaises de Prysmian et Nexans.

Le gestionnaire du réseau électrique français, RTE (Réseau de Transport d’Électricité), a annoncé un investissement d’envergure pour renforcer et moderniser ses infrastructures. Afin de répondre aux besoins croissants d’électrification liés à la transition énergétique, RTE a passé une commande de 5 200 km de câbles souterrains, pour un montant total d’environ un milliard d’euros. Cette commande vise à garantir la sécurité des approvisionnements électriques jusqu’en 2028, en renforçant le réseau à haute et très haute tension sur l’ensemble du territoire.

Une collaboration européenne

Le contrat a été attribué à cinq fournisseurs européens spécialisés dans la production de câbles à très haute tension : l’Italien Prysmian (premier câblier mondial), le Français Nexans, le Danois NKT, le Portugais Solidal (une filiale de NKT) et le Grec Hellenic Cable. Ces entreprises vont produire les câbles souterrains nécessaires pour des niveaux de tension allant de 90 000 à 400 000 volts. La commande se répartit en deux parties : 668 millions d’euros pour la production des câbles, et environ 300 millions d’euros pour l’installation et le montage des infrastructures. Un montant élevé, les câbles électriques souterrains étant nettement plus coûteux que ceux installés sur des lignes aériennes.

Selon RTE, ce projet d’envergure « réserve la quasi-totalité des capacités de production françaises encore disponibles jusqu’en 2028 ». Les usines françaises de Prysmian à Gron (Yonne) et Montereau-Fault-Yonne (Seine-et-Marne), ainsi que celle de Nexans à Bourg-en-Bresse (Ain), produiront environ un tiers de ces câbles, soit plus de 1 700 km.

Préparer le schéma de développement des réseaux

Cette initiative de RTE s’inscrit dans un contexte de transition énergétique accélérée en France, où l’électrification de bassins industriels est nécessaire pour réduire les émissions de gaz à effet de serre. Des régions comme Dunkerque, Fos-sur-Mer et Le Havre nécessitent des apports massifs d’électricité pour remplacer les énergies fossiles traditionnelles.

« Cette commande est l’illustration concrète de la valeur que nos investissements, pour sortir des énergies fossiles, peuvent créer dans l’industrie manufacturière française et européenne afin qu’elle soit source de développement économique et d’emplois » se réjouit Xavier Piechaczyk, président du directoire de RTE. Cet effet levier a déjà permis à Prysmian d’annoncer l’ouverture d’une nouvelle ligne de production de câbles dans son site de Seine-et-Marne.

Cette commande ambitieuse s’inscrit également dans la programmation de développement du réseau de RTE, qui doit annoncer d’ici la fin de l’année un plan d’investissement global sur 15 ans. Ce plan stratégique de développement du réseau vise à renforcer durablement les infrastructures de transport d’électricité en France, et ce, pour répondre aux objectifs de neutralité carbone fixés pour 2050.

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Le fournisseur Octopus a lancé une offre nommée « fan club ». Elle permet à ses clients situés dans un rayon de 10 km autour du parc éolien des Touches II, dans le département de Loire-Atlantique, de bénéficier d’une électricité moins chère suivant la puissance qu’il délivre. À terme, Octopus compte améliorer l’acceptabilité des éoliennes pour stimuler le développement de ses propres parcs, dans un contrat gagnant-gagnant avec ses clients.

Un parc éolien, Les Touches II, en Loire-Atlantique, dix communes environnantes et une offre Fan club. Tel est le trio sur lequel mise le fournisseur d’électricité Octopus pour mieux faire accepter les 9 mégawatts (MW) d’éoliennes. Le parc éolien est propriété d’un autre exploitant. Tous les habitants des communes de Nort-sur-Erdre, Les Touches, Petit-Mars, Joué-sur-Erdre, Trans-sur-Erdre, Teillé, Ligné, Mouzeil, Riaillé et de La Meilleraye-de-Bretagne peuvent bénéficier de l’offre fan club du fournisseur Octopus. Concrètement, quand le parc atteint une puissance minimale de 3 mégawatts (MW), ils bénéficient d’un prix du kilowattheure (kWh) en baisse de 50 %. Quand le parc produit entre 0,1 et 3 MW, la réduction est de 20 %. Selon les données du fournisseur, les habitants peuvent espérer une électricité 20 % moins chère au moins la moitié du temps, et 50 % du temps un cinquième du temps.

Les clients peuvent donc espérer obtenir des tarifs au kilowattheure suivants :

L’implantation de parcs éoliens Octopus grâce aux incitations financières

« L’objectif est triple pour les clients », explique Vincent Maillard, président fondateur d’Octopus energy France. « Il est d’abord d’inciter les clients à consommer quand il y a du vent. Parce que la transition énergétique, c’est aussi de consommer quand l’électricité est disponible et peu chère. » Second argument, Octopus veut « apporter un avantage concret à avoir une éolienne à côté de chez eux. Parce que souvent, elle est vue comme une nuisance. Il y a là un aspect esthétique, sans parler de la désinformation que les éoliennes subissent ». Derrière cet argument, « il faut que les clients se disent « j’aimerais pouvoir bénéficier de ces tarifs réduits » et donc avoir une éolienne à côté de chez eux ».

Au Royaume-Uni, Octopus parvient à installer ses propres parcs éoliens, dans une double stratégie de production et vente des électrons, avec à terme « l’objectif d’installer 2000 parcs éoliens grâce à l’offre fan club ». Enfin, le dernier objectif poursuivi est pédagogique : « une éolienne va chercher le vent en hauteur, donc il y a toujours un peu de production, un peu de vent, et cela, les gens n’ont pas toujours compris ». C’est pourquoi les clients peuvent, selon les données transmises par Octopus à Révolution Énergétique, bénéficier d’une électricité 20 % moins chère au moins la moitié du temps, et 50 % du temps un cinquième du temps.

Un temps d’avance sur les futures offres d’électricité

À travers cette offre, le président fondateur à l’origine de la création d’un autre fournisseur, Plüm énergie, depuis racheté par Octopus cherche à avoir un coup d’avance sur la Commission de régulation de l’énergie (CRE). « On veut faire bouger les choses en terme de tarification, qui est aujourd’hui plutôt axée sur le solaire car il est plus facile à prévoir. L’éolien, c’est plus aléatoire. » L’offre fan club est « unique sur le marché, les autres fournisseurs attendent l’évolution des heures pleines heures creuses », dimensionnées pour inciter à consommer lors des pics de grande production d’électricité ou de faible consommation.

Depuis le lancement de l’offre il y a bientôt un mois, les souscriptions augmentent lentement. « Il faut peut-être attendre encore un mois ou deux parce que les clients ne souscrivent pas facilement. Sur ce type d’offre innovante, il faut avoir une vision long terme. »

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En début de semaine, la Suède a annoncé l’abandon de treize des quatorze projets d’éoliennes en mer Baltique. Une décision motivée par des préoccupations de sécurité nationale dans un contexte marqué par les tensions croissantes avec la Russie.

Ô combien cette annonce a dû être « difficile à prendre ». Elle montre que le gouvernement suédois « prend la défense du pays très au sérieux » commente Ebba Buschla ministre de l’Énergie, des Entreprises et de l’Industrie, en annonçant à la presse la décision du gouvernement d’abandonner treize projets éoliens en mer Baltique, situés dans la zone économique exclusive suédoise. Elle intervient à la suite des conclusions de l’armée suédoise qui considère que ces installations pourraient entraver les capacités de défense du pays membre de l’OTAN depuis 2022. Un seul projet, le parc éolien Poseidon, situé sur la côte ouest, a été approuvé pour sa compatibilité avec les impératifs sécuritaires du pays.

La sécurité avant la transition énergétique

Selon le ministre suédois de la Défense, Pål Jonson, les installations éoliennes en mer Baltique représenteraient un obstacle au déploiement des systèmes de défense, en particulier pour la détection des sous-marins et des attaques aériennes. Le gouvernement redoute que les éoliennes n’interfèrent avec les radars et les capteurs militaires essentiels pour surveiller les activités en mer et collecter des données de communication, et de voler à basse altitude. Proches de l’enclave russe de Kaliningrad, les installations éoliennes auraient pu créer des « échos radars » nuisibles à la sécurité suédoise, selon Paal Johnoson, ministre de la Défense suédois.

De plus, les installations sous-marines et les infrastructures énergétiques sont devenues des cibles stratégiques dans le cadre de tensions régionales croissantes. En avril 2024, un commandant maritime de l’OTAN avait mis en garde auprès du journal The Guardian contre les menaces d’attaques russes visant les infrastructures sous-marines européennes, notamment les câbles et pipelines essentiels pour l’économie. La Suède, tout en reconnaissant l’importance de la transition énergétique, considère donc que la sécurité nationale reste une priorité absolue​.

En France, une décision similaire avait été prise concernant l’éolien terrestre. Dans l’Eure, le parc éolien du plateau du Vexin avait été interdit suite à un avis défavorable du ministère des Armées, estimant qu’il pouvait perturber les radars de la base aérienne militaire 105 d’Évreux.

Le quatorzième parc sera, lui, bien implanté

Du point de vue de l’industrie éolienne suédoise, cette décision soulève des questions concernant la stratégie énergétique et climatique du pays. Les treize parcs rejetés auraient pu générer près de 140 térawattheures par an, soit presque autant que l’actuelle production d’électricité de la Suède.

En réponse aux critiques, la ministre de l’Énergie, Ebba Busch, a déclaré que le pays devait prioriser la « stabilité et la puissance » de son réseau énergétique actuel avant d’ajouter de nouvelles capacités éoliennes à grande échelle. La décision d’approuver le parc Poséidon, avec ses 81 éoliennes prévues sur la côte ouest, marque néanmoins la volonté de la Suède de maintenir une part d’énergies renouvelables, même si celles-ci se développeront majoritairement hors de la mer Baltique, dans les zones au large de la côte sud-ouest de la Suède et de la baie de Botnie.

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L’institut Fraunhofer veut développer un système de stockage d’électricité sous-marin équivalent à un système de pompage-turbinage (STEP). Cette fois au fond de la mer, le concept repose sur une grande sphère de béton emprisonnant de l’eau ou de l’air sous pression.

L’institut Fraunhofer ambitionne la création d’un projet de stockage d’énergie sphérique sous-marin baptisé StEnSea. Après un premier test réussi dans le lac de Constance en Allemagne, le laboratoire prépare une expérimentation en conditions réelles au large de la Californie, en collaboration avec la start-up américaine Sperra et le fabricant d’équipements marins Pleuger Industries. Les dimensions donnent le vertige, notamment au regard de la modeste puissance et capacité de stockage (500 kW pour 400 kWh) : une sphère de 9 mètres de diamètre, 400 tonnes de béton, logée à 500 ou 600 mètres de profondeur.

Lors de la recharge, l’eau est pompée hors de la sphère, qui se remplit d’air. Durant la décharge, l’eau pénètre la sphère par gravité, chassant l’air / Schéma : Institut Fraunhoffer, traduction automatique de l’allemand par Google.

Inspiré par les stations de pompage turbinage de montagne

Le principe de StEnSea s’inspire des centrales hydroélectriques de pompage-turbinage, où l’eau est pompée vers un réservoir en hauteur pour stocker l’énergie, puis relâchée pour générer de l’électricité. Dans le projet StEnSea, ce même concept est adapté au fond marin. Concrètement, en période de surplus d’électricité, une pompe expulse l’eau de la sphère contre la pression naturelle exercée par la colonne d’eau environnante, située au-dessus d’elle. À l’inverse, lorsque l’énergie doit être déstockée, une valve s’ouvre, laissant l’eau pénétrer dans la sphère. La force de l’eau entrant fait tourner une turbine, qui génère ainsi de l’électricité.

En termes de coûts, le Fraunhofer estime que cette technologie peut devenir compétitive avec les centrales de pompage-turbinage classiques, avec un coût estimé à 4,6 centimes par kilowattheure stocké. La sphère en béton devrait avoir une durée de vie de 50 à 60 ans, bien que les pompes et turbines doivent être remplacées tous les 20 ans environ. Les rendements globaux atteignent 75 à 80 %, légèrement en deçà des centrales de pompage terrestres, mais largement suffisants pour des applications où la régularité et la sécurité de l’approvisionnement sont primordiales.

Un grand potentiel de stockage selon le Fraunhofer

Fraunhofer évalue le potentiel mondial de cette technologie à 817 000 gigawattheures (GWh), soit presque le double de la consommation nationale d’électricité en France. Les zones côtières telles que les côtes de Norvège, du Portugal ou encore du Japon présentent un fort potentiel de développement pour ce type de stockage, tout comme certains lacs profonds. Avec cette première expérimentation en conditions offshore, le projet StEnSea entend démontrer la viabilité d’une version élargie du prototype. Il devra ainsi valider les procédés de fabrication, d’installation et de maintenance pour des sphères de 30 mètres de diamètre capables d’emmagasiner davantage d’énergie.

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La Commission européenne a annoncé le 31 octobre une baisse significative des émissions nettes de gaz à effet de serre dans l’Union européenne pour l’année 2023. Avec une réduction de 8,3 % par rapport à 2022.

« Il s’agit de la plus forte baisse annuelle depuis des décennies, à l’exception de 2020, lorsque le Covid-19 a entraîné une réduction des émissions de 9,8 % », souligne Bruxelles dans un communiqué. La Commission s’est félicitée de cette avancée, une réduction de 8,3 % des émissions de gaz à effet de serre, qu’elle attribue en grande partie au développement des énergies renouvelables.

Ce recul notable des émissions est également le signe, selon Bruxelles, d’un « découplage continu des émissions et de la croissance économique ». En effet, depuis 1990, les émissions de gaz à effet de serre de l’UE ont baissé de 37 %, tandis que le PIB a progressé de 68 % sur la même période, ce qui montre que la réduction de l’impact environnemental ne freine pas nécessairement la croissance économique. Regarder seulement la baisse des émissions de gaz à effet de serre est limitant, car il n’y a pas de découplage actuellement entre le PIB et la biodiversité en net recul.

Transition énergétique et abandon du charbon

Une part importante de cette réduction provient de la production d’électricité et de chauffage, qui ont enregistré une baisse de 24 % des émissions en 2023. Cette diminution est le fruit d’un recours croissant aux énergies renouvelables, telles que les éoliennes et les panneaux solaires, ainsi que d’une transition accélérée pour abandonner le charbon, source d’énergie fossile particulièrement polluante. S’il est difficile de quantifier précisément son implication, la baisse de la demande en électricité, en partie due à un ralentissement économique, peut également avoir joué un rôle dans la baisse des émissions.

En 2023, les énergies renouvelables ont représenté 44,7 % de la production d’électricité dans l’UE, un chiffre en hausse de 12,4 % par rapport à l’année précédente. Les énergies fossiles, en revanche, ont reculé de 19,7 % et ne comptent plus que pour 32,5 % de la production d’électricité européenne. Les centrales nucléaires, quant à elles, ont contribué à hauteur de 22,8 % (+1,2 %). Le mix électrique reste cependant hétérogène selon les États membres.

Les émissions de l’aviation en hausse

Malgré ces progrès, certains secteurs peinent à réduire leurs émissions. C’est notamment le cas de l’aviation, où les émissions ont augmenté de 9,5 % en 2023. Cette hausse s’explique par une reprise post-Covid, les voyages aériens retrouvant leur popularité en Europe. Le secteur aérien demeure ainsi un défi de taille pour l’Union européenne.

Bien que l’Europe se distingue par ses progrès en matière de réduction des émissions – elle qui a historiquement contribué au réchauffement climatique – le reste du monde affiche une tendance bien moins encourageante. Les Nations unies ont annoncé le 28 octobre que les engagements actuels de la communauté internationale ne mèneraient qu’à une baisse de 2,6 % des émissions mondiales d’ici 2030 par rapport à 2019. Or, pour espérer limiter le réchauffement à 1,5 °C, cette réduction devrait atteindre 43 %. Ces chiffres appellent à intensifier de toute urgence les efforts mondiaux, alors que les événements météorologiques extrêmes se multiplient à travers la planète.

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La relance du nucléaire en France, annoncée à Belfort par Emmanuel Macron, vise la construction de six nouveaux réacteurs EPR. Les investissements sont déjà conséquents, mais EDF freine dans la contractualisation.

Le programme EPR 2 représente un investissement d’environ 67 milliards d’euros. Il suscite des espoirs, mais aussi de profondes inquiétudes chez les industriels français. Alors que 40 à 50 % des contrats ont déjà été attribués, le manque de visibilité sur le financement et la flambée des coûts freine les signatures.

Des contrats en milliards d’euros déjà engagés

Les entreprises françaises ont remporté des contrats substantiels dans le cadre de ce plan. En novembre 2023, le groupe Eiffage s’est distingué en décrochant un contrat de plus de 4 milliards d’euros pour construire deux des réacteurs de Penly, devançant Bouygues. En collaboration avec Spie et ABC, Eiffage a également obtenu un contrat de 900 millions d’euros pour équiper les six réacteurs en groupes diesel.

EDF a également confié à sa filiale Framatome la fabrication des principaux composants des réacteurs pour un montant total de 8 milliards d’euros. Ce contrat inclut la fourniture de cuves, générateurs de vapeur et pressuriseurs, destinés aux futures centrales de Penly (Seine-Maritime), Gravelines (Nord) et Bugey (Ain). Ces chiffres montrent l’ampleur de ce « chantier du siècle », qui prévoit la création de 100 000 emplois sur dix ans, selon Les Echos.

Les petites et moyennes entreprises prudentes face à l’incertitude

Malgré ces succès, les PME et ETI impliquées restent prudentes. EDF a récemment annoncé une optimisation de ses contrats pour réduire les coûts, une démarche qualifiée de « travail sur les leviers de compétitivité ». Selon Les Échos, un dirigeant de PME témoigne que « les gros morceaux déjà signés l’ont été avec les filiales d’EDF comme Framatome ». Les petites et moyennes entreprises, en revanche, restent dans l’attente, et beaucoup ont déjà réduit leurs investissements pour éviter des risques financiers excessifs​.

Les industriels s’accordent à dire que l’absence de visibilité financière pourrait nuire à l’initiative de relance. André Einaudi, PDG du groupe Ortec, a déclaré aux Échos que si les appels d’offres prévus avaient été lancés, ils auraient embauché des centaines de personnes cette année. À ce rythme ralenti, il anticipe devoir recruter à l’étranger en urgence si les projets s’accélèrent sans préavis​.

Pour les sous-traitants, la poursuite du programme nucléaire, qui pourrait s’étendre à quatorze réacteurs à terme, représente un levier crucial de rentabilité. Chez Eiffage, un investissement de plusieurs dizaines de millions d’euros a déjà été engagé pour construire une réplique grandeur nature d’un anneau de bâtiment réacteur, nécessaire pour obtenir les qualifications aux normes de construction nucléaires. Or, cet investissement pourra être rentabilisé avec des commandes continues, au-delà du seul contrat de Penly​.

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La feuille de route énergétique et climatique de la France a été mise en consultation publique depuis ce lundi 4 novembre. Elle se compose de deux documents clés : la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) et la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE).

Bien que riches en objectifs, la PPE et la SNBC soumis à la consultation depuis ce lundi 4 novembre, suscitent encore des doutes quant à leur faisabilité. En cause, le retard dans leur présentation et de faibles moyens financiers et techniques requis pour leur mise en œuvre.

L’énergie et ses objectifs par filière

La PPE fixe des objectifs ambitieux pour la production d’énergie décarbonée et la réduction des énergies fossiles. L’un des grands enjeux est de réduire la dépendance aux énergies fossiles, qui représentaient encore 60 % de la consommation énergétique en 2022, à seulement 42 % d’ici 2030 et 30 % d’ici 2035. Pour y parvenir, la France compte s’appuyer sur deux piliers majeurs : la réduction de la consommation d’énergie (-28,6 % entre 2012 et 2030) grâce à des politiques de sobriété et d’efficacité et le développement massif des énergies renouvelables et du nucléaire.

En termes d’énergies renouvelables, la feuille de route prévoit de multiplier par six la puissance installée du photovoltaïque d’ici 2030 et d’atteindre une capacité éolienne en mer de 18 gigawatts (GW) d’ici 2035, contre seulement 0,6 GW en 2022. L’éolien terrestre, quant à lui, devra doubler pour atteindre entre 40 et 45 GW sur la même période. À cela s’ajoute une accélération du déploiement de la chaleur renouvelable, du biogaz, de l’hydroélectricité, et des biocarburants et l’hydrogène. La PPE table sur une augmentation de la production actuelle grâce au prolongement de la durée de vie des réacteurs existants et à la mise en service de l’EPR de Flamanville. En énergie, cet objectif donne une production de 360 térawattheures (TWh) par an et, si possible, de 400 TWh par an en 2030-2035, contre 279 TWh en 2022. Le programme de construction de six nouveaux réacteurs EPR2, et potentiellement de huit autres, est également confirmé.

Les pompes à chaleur à la fête

Le secteur du bâtiment est également une priorité dans la réduction des émissions de gaz à effet de serre. La SNBC vise à réduire les émissions du secteur de 44 % d’ici 2030, un objectif soutenu par plusieurs mesures. Parmi celles-ci, le remplacement de 75 % des chaudières au fioul et d’environ un quart des chaudières au gaz est prévu. Par ailleurs, la France s’engage à installer un million de pompes à chaleur d’ici à 2027, tout en augmentant les subventions pour les rénovations lourdes afin de rénover 400 000 maisons individuelles et 200 000 logements chaque année d’ici 2030 .

Ces objectifs témoignent de la volonté d’accélérer la transition, mais les acteurs du secteur craignent que les financements ne suivent pas. En effet, les coupes récentes dans le « budget vert » pourraient compromettre ces initiatives.

Transports : électrification et mobilité douce

Le secteur des transports représente un autre pilier de la feuille de route, car il est à lui seul responsable d’un tiers des émissions de gaz à effet de serre en France. Le gouvernement vise une réduction de 31 % des émissions de ce secteur entre 2022 et 2030, un objectif qui requiert une profonde transformation du modèle de transport actuel. Les actions envisagées incluent le déploiement massif de véhicules électriques pour représenter deux tiers des ventes de véhicules neufs, l’installation de 400 000 bornes de recharge publique (contre 130 000 aujourd’hui), ainsi qu’une hausse de 25 % de l’usage des transports en commun.

Outre l’électrification, le plan mise également sur un doublement du fret ferroviaire et du réseau de pistes cyclables, pour atteindre 100 000 km de pistes d’ici la fin de la décennie. Le transport aérien n’est pas en reste : une tarification carbone progressive est envisagée pour limiter son impact climatique. Selon la ministre de la Transition énergétique, cette feuille de route constitue un véritable « plan de bataille ».

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La centrale nucléaire de Chinon serait en passe d’accueillir un réacteur de la startup Newcleo. Un réacteur modulaire pourrait voir le jour, dans un territoire marqué par la centrale graphite-gaz.

Le site nucléaire de Chinon, en Indre-et-Loire, a récemment suscité l’intérêt de la start-up Newcleo, spécialisée dans les mini-réacteurs avancés. Ce site historique du nucléaire français, où le premier réacteur au graphite-gaz a été raccordé au réseau en 1963, pourrait accueillir le premier mini-réacteur modulaire avancé (AMR) de Newcleo, un projet novateur pour la startup basée à Paris, Londres et Turin.

Pourquoi le choix de Chinon ?

La centrale nucléaire de Chinon présente plusieurs atouts qui en font un candidat pour ce projet. « Chinon est éligible pour accueillir deux EPR 2 (Evolutionary Power Reactor de génération III) », a rappelé à Ouest-France le directeur de la centrale, Stéphane Rivas, en février 2024. Si la candidature de Chinon pour les EPR 2 est en cours, l’intérêt de Newcleo pour ce site s’ajoute aux ambitions nucléaires locales. Pour Jean-Luc Dupont, maire de Chinon et président de la communauté de communes Chinon Vienne et Loire, ce projet « pourrait permettre de fiabiliser cette filière et de passer ensuite au stade industriel », comme rapporté par Ouest-France.

La commune et ses habitants sont intimement liés au nucléaire depuis près de 70 ans, un facteur qui renforce encore cette candidature. « Chinon est un territoire déjà acculturé à cette filière du nucléaire : cela fait quasiment 70 ans que le nucléaire est là, et toutes les familles sont concernées », souligne M. Dupont. Cet enracinement historique confère à Chinon un savoir-faire et une acceptabilité sociale rare, essentiels pour accueillir un projet de cette envergure.

En parallèle, les discussions avec Newcleo sont déjà en cours. La start-up italienne a rencontré les responsables locaux à trois reprises, exprimant un vif intérêt pour l’implantation d’un AMR de 30 MW sur les 10 hectares de terrain disponibles autour de la centrale. Cet espace, actuellement parc d’activités, est vu comme un futur centre d’ingénierie pour les mini-réacteurs de Newcleo, une installation qui pourrait générer environ 300 emplois dans le secteur de l’ingénierie.

Le rôle de Newcleo dans le nucléaire de demain

Fondée en Italie, Newcleo s’engage à développer des réacteurs modulaires avancés (AMR), une technologie qui pourrait transformer la production d’énergie nucléaire. En utilisant des matériaux comme le plomb liquide pour le refroidissement, les AMR de Newcleo pourraient atteindre un rendement élevé tout en minimisant les déchets radioactifs.

Pour l’instant, le projet reste à l’état de proposition et dépendra des décisions de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), qui devra approuver le modèle proposé par Newcleo.

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L’agence anti-monopole tchèque a provisoirement rejeté les plaintes des groupes EDF et Westinghouse, opposés à la sélection du constructeur sud-coréen KHNP pour les négociations exclusives sur la construction de deux nouveaux réacteurs nucléaires à la centrale de Dukovany.

EDF et Westinghouse n’obtiennent pas gain de cause, enfin provisoirement. Les deux constructeurs de réacteurs nucléaires, évincés de l’appel d’offres mené par l’énergéticien tchèque CEZ, expriment depuis plusieurs mois leurs réserves concernant cette décision. Le refus de l’agence bloque, pour le moment, toute possibilité de remise en cause immédiate du choix du Sud-coréen KHNP, mais laisse aux deux groupes occidentaux une fenêtre de recours de deux mois.

Des subventions déguisées derrière l’offre sud-coréenne ?

Face à cette décision, EDF et Westinghouse avaient initialement saisi l’agence anti-monopole pour contester la procédure, mettant en avant plusieurs points. Westinghouse, notamment, a fait valoir que l’offre de KHNP nécessiterait l’exportation d’une licence d’exploitation vers la Corée du Sud, ce qui pourrait impliquer des décisions d’autorisation des autorités américaines, non consultées dans cette affaire. De son côté, EDF a pointé du doigt des incertitudes sur la transparence de l’offre sud-coréenne, qui pourrait, selon elle, bénéficier de garanties publiques du gouvernement sud-coréen en cas de dépassement de coûts, faussant ainsi les règles de la concurrence.

Pour EDF, ce soutien implicite de l’État coréen enfreindrait les règles d’équité commerciales et les principes de transparence qui doivent, selon l’énergéticien, structurer de tels projets. Cette position a également conduit EDF à saisir la Commission européenne dans le cadre d’une plainte formelle, sollicitant une enquête sur d’éventuelles subventions étrangères illicites, incompatibles avec le droit communautaire.

Un contexte de concurrence exacerbée dans le nucléaire européen

Le projet de Dukovany cristallise une compétition accrue entre les grandes entreprises de construction de réacteurs nucléaires pour les marchés européens, marquée par des enjeux géopolitiques importants. Avec un coût estimé à 8,65 milliards de dollars par réacteur, l’offre de KHNP se révèle particulièrement compétitive. Une réalité qui, selon EDF, pourrait masquer des subventions indirectes de l’État sud-coréen, destinées à soutenir le groupe en cas de dépassement de budget.

Cette plainte s’inscrit dans une dynamique plus large, alors que la Commission européenne a intensifié ces dernières années son contrôle sur les subventions étrangères au sein du marché européen. En avril dernier, elle a ouvert plusieurs enquêtes contre des consortiums chinois pour des appels d’offres dans le domaine des énergies renouvelables en Roumanie. En adressant sa plainte à l’exécutif européen, EDF espère que des mesures similaires pourront être prises concernant KHNP, ce qui pourrait remettre en question les accords entre CEZ et le constructeur sud-coréen.

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L’Arabie Saoudite bat des records dans les appels d’offre solaire : 0,012 euro le kilowattheure. À des tarifs légèrement plus élevés, EDF et TotalEnergies sont encore en lice pour décrocher un parc.

L’Arabie Saoudite, pays historiquement ancré dans les énergies fossiles, continue de diversifier ses sources d’énergie avec son programme national d’énergie renouvelable (NREP). Cette semaine, la Saudi Power Procurement Co. (SPPC) a dévoilé les entreprises présélectionnées pour la cinquième phase de ce programme, un appel d’offres solaire visant l’installation de 3,7 gigawatts (GW) de capacité photovoltaïque. Ce projet, qui fait appel à des géants de l’énergie mondiale, dont plusieurs acteurs français, marque une étape décisive vers la transition énergétique du pays.

Le prix le plus bas proposé à 0,012 €/kWh

L’un des aspects les plus remarquables de cet appel d’offres est le tarif proposé pour la production d’électricité solaire. Un consortium dirigé par Masdar, en collaboration avec la Korea Electric Power Corporation (KEPCO), a soumis pour le projet Al-Sadawi Solar PV IPP (2 GW) une offre record de 0,0129 dollar par kilowattheure $/kWh, soit environ 0,012 €/kWh. Ce prix est non seulement l’un des plus bas jamais vus dans l’industrie solaire, mais il est aussi un indicateur du potentiel de production d’énergie à bas coût dans les régions ensoleillées du Moyen-Orient.

Cette compétitivité croissante des prix illustre le progrès technologique réalisé par le secteur et la capacité des entreprises à réduire les coûts de production, grâce notamment à la baisse du prix des panneaux photovoltaïques, aux avancées dans les systèmes de gestion de l’énergie et aux économies d’échelle générées par des projets d’une telle envergure.

Les entreprises françaises au cœur de la compétition

Les groupes français EDF Renouvelables et TotalEnergies, engagés de longue date dans les énergies renouvelables, font partie des soumissionnaires présélectionnés. EDF Renouvelables, en partenariat avec SPIC Huanghe Hydropower Development, a proposé un tarif légèrement plus élevé, à 0,0122 €/kWh pour le projet Al-Sadawi. Ce tarif reste toutefois ultra-compétitif, permettant à EDF de se positionner en acteur majeur dans la course pour ce gigantesque projet. De son côté, TotalEnergies, associé à Al Jomaih Energy and Water Company, a également soumis une offre pour le projet Al-Masaa (1 GW), avec un prix de 0,0127 €/kWh.

Pour EDF et TotalEnergies, la participation à cet appel d’offres saoudien représente une opportunité de consolider leur position sur le marché du Moyen-Orient, un marché stratégique en pleine expansion pour les énergies renouvelables. Leur succès dans ces appels d’offres contribuerait aussi à renforcer le savoir-faire français dans le domaine de l’énergie solaire.

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Pendant que la France hésite dans son soutien aux hydroliennes, l’Union européenne (UE) soutient deux projets français à hauteur de 51 millions d’euros : Flowatt en 2026 et NH1 en 2028.

Les développeurs français HydroQuest et Normandie Hydroliennes sont les lauréats d’une aide de 51 millions d’euros du Fonds pour l’innovation. Leurs projets de fermes hydroliennes sont prévus pour le raz Blanchard, l’un des plus puissants courants d’Europe, situé en Normandie, avec une mise en service en 2026 pour Flowatt et 2028 pour NH1. Ces projets sont le fruit d’années de développement technologique dans le domaine des énergies marines renouvelables, visant une production énergétique prédictible et durable.

La ferme NH1, dotée d’une puissance de 12 MW grâce aux turbines AR3000 de Proteus, fournira jusqu’à 33,9 gigawattheures (GWh) par an, soit l’équivalent de la consommation d’environ 15 000 habitants. Construites à Cherbourg, ces turbines sont les plus puissantes du monde et promettent un coût d’électricité compétitif. Ces fermes doivent permettre de valider la viabilité économique de l’hydrolien pour, à terme, lancer des déploiements commerciaux plus larges.

Le gouvernement Barnier choisira-t-il de soutenir la filière ?

Pourtant, malgré cet enthousiasme technologique, le soutien politique demeure limité. Une dizaine de parlementaires, dont Anna Pic, députée de la Manche, ont adressé une lettre au Premier ministre Michel Barnier pour exiger un cadre clair. Ils rappellent l’absence de débat public et de stratégie ambitieuse pour l’hydrolien, malgré des objectifs de production de 1 GW en 2030 et de 5 GW en 2050 évoqués dans le passé. Cependant, la majorité sénatoriale a récemment soutenu un amendement dénué de chiffrage, mettant en lumière le peu de considération politique pour la filière.

Pour que cette énergie soit compétitive et attractive pour les investisseurs, un déploiement commercial reste essentiel. Les retards pris et le manque de décisions stratégiques pèsent sur l’avenir de l’hydrolien en France. À ce jour, sans véritable planification énergétique intégrée, les industriels, dont Sabella avec ses installations près de l’île d’Ouessant, attendent impatiemment des appels d’offres permettant un développement à plus grande échelle.

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Alors que nous reculons d’une heure dans la nuit de samedi à dimanche, revenons sur l’impact de cette mesure. Initialement introduit pour consommer moins de fioul, destiné à produire de l’électricité durant le choc pétrolier de 1973-1974, l’électricité décarbonée et l’efficacité de l’éclairage rendent cette mesure presque caduque.

Ce dimanche 27 octobre 2024, la France passera à l’heure d’hiver. À 3 heures du matin, les horloges reculeront d’une heure, conformément à une pratique mise en place en 1976 après le choc pétrolier. L’objectif initial était de réduire la consommation d’énergie en profitant davantage de la lumière naturelle le soir durant l’heure d’été. Mais aujourd’hui, cette mesure a-t-elle encore un impact significatif sur nos factures d’énergie ?

En 1996, le changement d’heure aurait réduit la consommation d’électricité d’environ 1 200 GWh. L’électricité, majoritairement produite à partir de fioul dans les années 1970 en France, était très carbonée et chère. Toutefois, avec la baisse du bilan carbone français, tirée à la fois par les renouvelables et le nucléaire ainsi que par l’efficacité énergétique des systèmes d’éclairage, ces gains se sont progressivement amenuisés. En 2009, ils étaient tombés à 440 GWh, et « ces dernières années, [ces gains] s’établissent autour de 351 GWh, soit 0,07 % de la consommation annuelle d’électricité » selon l’ADEME.

Un impact insignifiant sur le chauffage et la climatisation

Le changement d’heure n’affecte quasiment pas la consommation liée au chauffage, car il dépend de la température extérieure et non de l’horaire. Le chauffage représente pourtant une part croissante de nos dépenses électriques, car les prix du gaz augmentent notamment. L’ADEME avait prévu des économies futures très limitées sur ces postes : environ 130 GWh à l’horizon 2030. Cela reste marginal par rapport aux besoins énergétiques globaux. Le Parlement européen a reconnu en 2017 que l’impact du changement d’heure sur la consommation énergétique était « marginal ». En 2019, il a voté pour sa suppression, prévue initialement en 2021. Cependant, la crise du Covid-19 a repoussé cette décision, laissant le débat en suspens.

En 2024, le changement d’heure semble de moins en moins pertinent. Les économies d’énergie qu’il permet sont très limitées face aux progrès technologiques. Toutefois, nous pourrions être tentés de penser que gagner une heure d’ensoleillement journalier permettrait de gagner une heure supplémentaire où les prix peuvent être tirés vers le bas par l’énergie solaire. En réalité, il n’en est rien, le changement d’heure n’affecte pas la production des panneaux photovoltaïques. Ce n’est pas à l’aube ou au crépuscule que les panneaux solaires produisent le plus d’électricité, mais plutôt autour de midi, lorsque le soleil est à son zénith. En outre, la production d’électricité solaire diminue en hiver, avec une baisse d’environ trois fois par rapport à l’été, et cette réduction ne sera pas atténuée par le changement d’heure.

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