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TotalEnergies a inauguré jeudi 22 mai en Espagne, près de Séville, son plus grand champ solaire en Europe, la centrale de Guillena, d'une capacité installée de 263 mégawatts (MW) d'électricité renouvelable, qui pourra alimenter plus de 150.000 foyers.

L'Irak a signé mercredi 9 avril un mémorandum d'entente avec le géant de l'énergie américain GE VERNOVA pour des centrales électriques au gaz et la production de 24.000 mégawatts d'électricité, au moment où le pays tente de diversifier ses sources d'énergie.

TotalEnergies a annoncé mercredi 11 décembre deux projets d'énergie éolienne et un projet d'énergie solaire à Oman en partenariat avec OQ Alternative Energy, d'une puissance totale de 300 mégawatts, la production d'électricité devant y débuter d'ici fin 2026.

ABANDON DE PROJET. À l'étude depuis plusieurs mois, le projet de barrage hydroélectrique Rhônergia a été abandonné par l'État. Cet ouvrage d'une puissance de près de 40 mégawatts (MW) devait regrouper un barrage de basse chute et une usine de production d'électricité alignés.

Le groupe énergétique Generadora Metropolitana a inauguré lundi 8 juillet dans le désert de l'Atacama (nord) la plus grande centrale solaire du pays, avec une capacité installée de 480 mégawatts (MW), pouvant alimenter près d'un demi-million de foyers en électricité.

RENOUVELABLES. EDF et ses partenaires viennent d'inaugurer le parc éolien en mer de Fécamp, d'une capacité d'environ 500 mégawatts. Le même jour, le Gouvernement a dévoilé le lauréat du premier appel d'offres pour l'éolien flottant à l'ouest de Belle-Île-en-Mer.

Le projet Horizeo, d'un coût de 600 millions d'euros, prévoit la construction d'un parc photovoltaïque d'une puissance de 800 mégawatts (MW) sur 680 hectares de forêt à Saucats, à 20 km au sud de Bordeaux.

La société nigérienne d'électricité (Nigelec) a mis en service une centrale photovoltaïque de 30 mégawatts pour compenser d'importantes pénuries depuis que le Nigeria a arrêté de fournir de l'électricité au Niger en réaction au coup d'Etat de juillet, a annoncé dimanche 26 novembre le ministre de l'Energie.

La société nantaise Lhyfe a annoncé jeudi 6 juillet avoir été retenue par l'agglomération d'Epinal (Vosges) pour l'implantation d'un site de production d'hydrogène vert de "plusieurs dizaines de mégawatts" de capacité installée, pour une mise en service "fin 2027".

RENOUVELABLES. Le plan France 2030 va consacrer une enveloppe au projet de ferme hydrolienne Flowatt, implantée dans le Raz-Blanchard. L'installation devrait entrer en service vers 2026 pour produire 17,5 mégawatts.

Les agents d'EDF, en grève reconductible contre le projet de réforme des retraites, ont procédé dans la nuit de vendredi 3 mars à samedi 4 mars à plusieurs baisses de production d'électricité, de près de 3.000 mégawatts, soit l'équivalent de trois réacteurs nucléaires, a-t-on appris auprès de la CGT et sur le site d'EDF.

"Notre projet de loi sur le déploiement des énergies renouvelables s'illustre ici de manière extraordinairement concrète", s'est d'ailleurs réjouie jeudi la ministre de la Transition énergétique Agnès Pannier-Runacher, deux jours après l'adoption définitive du texte au Sénat.Sur cette ancienne friche industrielle située à une trentaine de kilomètres au nord de Bordeaux, qui abritait de 1959 à 2004 une centrale au fuel et au gaz démantelée en 2014, 25.000 panneaux photovoltaïques brillent sur dix hectares depuis 2021.Mais la différence de puissance entre l'ancienne et la nouvelle centrale illustre le bond en avant que va devoir effectuer la France, condamnée par Bruxelles à une amende de 500 millions d'euros pour n'avoir pas respecté en 2020 son engagement de parvenir à 27% d'électricité d'origine renouvelable. Selon les derniers chiffres, elle était à 24,2% fin 2021.Avec une puissance maximale installée de 9,6 mégawatts-crête, la nouvelle unité peut couvrir dans des conditions optimales l'équivalent de la consommation électrique annuelle de 6.000 habitants, mais elle est loin d'atteindre celle de l'ancienne centrale thermique à son apogée (1250 MW en 1972).Pour atteindre le cap de plus de 100 gigawatts (GW) d'énergie solaire à l'horizon 2050 fixé dans la loi votée cette semaine, soit cinq fois plus qu'aujourd'hui, il va donc falloir beaucoup d'espace, tout en s'inscrivant dans la stratégie de zéro artificialisation nette.Réduire les délaisLe texte voté cette semaine veut donc "limiter les défrichages et accompagner des projets dont l'impact en termes de biodiversité est minime, en privilégiant des zones dégradées et artificialisées."En Nouvelle-Aquitaine, première région française productrice d'électricité solaire, avec une puissance raccordée de 2.667 MW, soit 26% du total national, ce tournant est récent.En 2018, 74% des installations photovoltaïques étaient installées dans des forêts de pins pour seulement 6% sur des sols déjà artificialisés. Un immense projet de 1.000 hectares est encore dans les cartons dans la forêt landaise à Saucats, mais comme à Ambès, des fermes photovoltaïques poussent depuis peu sur d'anciennes friches.La plus grande centrale photovoltaïque urbaine d'Europe (60 hectares) a été inaugurée l'an dernier sur une ancienne décharge à Bordeaux et une autre doit être mise en service prochainement sur une ancienne déchetterie à Pessac.Les délais sont encore trop longs, regrette Agnès Pannier-Runacher. Initié en 2015, le projet à Ambès, n'a vu le jour que six ans plus tard, dont une seule année pour la construction proprement dite. La ministre de la Transition énergétique souhaite "diviser par deux le temps d'instruction et de développement de ce genre de projet."Et pour faciliter leur acceptabilité, elle souhaite davantage associer les riverains pour qu'ils "ne se sentent pas agressés par ce type d'installation" et puissent en récolter des bénéfices, comme à Ambès où un taux d'intérêt de 5,5% vient récompenser les investisseurs qui ont permis de collecter 200.000 euros dans le cadre d'un financement participatif."En associant les habitants et les élus locaux au projet, ça devient leur projet", estime Mme Pannier-Runacher.

La création de cette gigantesque "chaîne de production nationale" constitue "un mouvement stratégique pour l'Italie et l'Europe", a déclaré lundi le PDG d'Enel, Francesco Starace, lors d'une visite du chantier.D'ici la mi-2024, l'usine 3Sun devrait ainsi voir passer sa capacité de production annuelle à 3 gigawatts, contre 200 mégawatts actuellement, ce qui en fera "la plus grande usine de panneaux solaires d'Europe", selon Enel. Le groupe italien dépassera à ce moment-là l'usine de panneaux photovoltaïques du groupe suisse Meyer Burger située à Freiberg, dans l'est de l'Allemagne, d'une capacité annuelle de 400 mégawatts qui devra être portée à terme à 1 gigawatt.L'investissement dans cette "gigafactory" s'élève à 600 millions d'euros, dont 188 millions d'euros provenant de Bruxelles via le Fonds pour l'innovation et de Rome via le plan de relance européen post-Covid."Cet investissement a une forte signification politique, qui est celle de libérer notre pays de la dépendance étrangère, surtout de la Chine", y compris dans les énergies renouvelables, a commenté à Catane Gilberto Pichetto Fratin, ministre italien de l'Environnement.La Chine est le premier producteur mondial de panneaux solaires et en exporte une grande partie en Europe. Le projet à Catane, qui devrait être suivi d'un autre aux Etats-Unis, devrait créer 900 emplois directs et 1.000 indirects d'ici 2024, précise Enel dans un communiqué.Les travaux d'expansion ont commencé en avril 2022 et devraient être achevés en deux phases, avec 400 mégawatts opérationnels à partir de septembre 2023, avant la pleine capacité de 3 gigawatts prévue en juillet 2024.Cette augmentation de la capacité de production de panneaux solaires devrait permettre d'éviter le rejet de près de 25 millions de tonnes de dioxyde de carbone dans l'atmosphère pendant leurs dix premières années d'exploitation, selon les calculs d'Enel.De même, cette extension de l'usine devrait éviter l'achat de près de 1,2 milliard de m3 de gaz par an, remplacés par de l'énergie renouvelable produite dans le pays, contribuant ainsi à diminuer la dépendance de l'Italie de la Russie dans ce domaine.Enel a été l'un des premiers géants de l'énergie à avoir pris le virage du développement durable. Les énergies renouvelables représentent désormais 48% du total de sa production, contre 40% d'origine thermique et 12% d'origine nucléaire.Sa filiale Enel Green Power a porté sa capacité d'énergies renouvelables dans le monde à 59 gigawatts en 2022, l'augmentant de 5,2 gigawatts.

Plusieurs dizaines d'ambassadeurs ont été invités sur le site de Puerto Peñasco, dans un paysage désertique au bord du golfe de Californie, pour voir le déploiement de milliers de panneaux solaires fabriqués en Chine."Nous voulons inviter tous les pays du monde, toutes les entreprises du monde" à "participer, investir, faire partie de l'avenir du Mexique" a déclaré Marcelo Ebrard devant, entre autres, les représentants des États-Unis, de l'Union européenne, de la France, de l'Italie et de la Suisse.La première partie de la centrale solaire doit être inaugurée en avril par président Andres Manuel Lopez Obrador, d'après les autorités mexicaines. "Dans son étape finale" le parc aura une capacité de 1.000 mégawatts", d'après la Comission fédérale d'électricité (CFE, publique). Une fois terminée, la centrale pourra alimenter 1,6 millions d'usagers, et la CFE chiffre cet investissement à un total de 1,6 milliard de dollars.M. Ebrard et l'envoyé spécial des États-Unis pour le climat John Kerry ont avaient fait des annonces communes lors de la dernière COP27 en Égypte. Le Mexique partage avec les Etats-Unis l'objectif de décarboner son économie d'ici 2035.Lors de la COP le gouvernement mexicain a présenté un "plan d'investissement préliminaire" en faveur des énergies renouvelables à hauteur de "48 milliards de dollars d'investissements".Mais les les Etats-Unis, principal partenaire du Mexique, s'opposent publiquement à la nouvelle politique énergétique du Mexique, qui prévoit de renforcer la part des entreprises publiques dans la production électrique. Cette réforme menace des milliards d'investissements privés étrangers selon les États-Unis, qui ont appelé à des mesures dans le cadre du traité de libre-échange d'Amérique du Nord.

Malgré une année marquée par des "conflits géopolitiques", Enel Green Power "poursuit sa croissance avec l'objectif ambitieux d'atteindre 75 gigawatts de capacité d'énergies renouvelables" d'ici 2025, a commenté Salvatore Bernabei, patron de cette filiale d'Enel spécialisée dans les énergies renouvelables.Cette augmentation des capacités devrait permettre d'éviter chaque année le rejet d'environ 9 millions de tonnes de dioxyde de carbone dans l'atmosphère et l'achat de 2,9 milliards de m3 de gaz, selon les calculs d'Enel Green Power.Enel compte également multiplier par 15 la capacité de production annuelle de son usine de panneaux photovoltaïques à Catane en Sicile. D'ici juillet 2024, l'usine devrait voir ainsi passer sa capacité de production à 3 gigawatts, contre 200 mégawatts actuellement.Enel, l'un des premiers géants de l'énergie à avoir pris le virage du développement durable, compte atteindre l'objectif de "zéro émission nette" en 2040, "aussi bien pour les émissions directes qu'indirectes".Les énergies renouvelables représentent désormais 48% du total de la production d'Enel, contre 40% d'origine thermique et 12% d'origine nucléaire.Enel Green Power, qui est présent dans les domaines de l'énergie éolienne, solaire ou encore hydroélectrique, revendique la place de numéro un mondial des opérateurs privés dans le secteur des énergies renouvelables.

Le fonds de 13.162 milliards de couronnes (1.227 milliards d'euros) va débourser 600 millions d'euros pour acquérir auprès du groupe énergétique espagnol Iberdrola 49% d'un portefeuille comprenant sept projets de fermes photovoltaïques et cinq projets de parcs éoliens à terre.Il s'agit de son deuxième investissement direct dans des infrastructures d'énergies renouvelables, une nouvelle classe d'actifs dans laquelle le Parlement norvégien l'a autorisé à investir aux côtés des actions, des obligations et de l'immobilier.En avril 2021, il avait déjà annoncé une prise de participation pour près de 1,38 milliard d'euros dans ce qui était alors le deuxième plus gros parc d'éoliennes en exploitation au monde, Borssele 1 & 2, dans les eaux néerlandaises de la mer du Nord.L'acquisition des actifs espagnols, prévue pour être bouclée au premier trimestre, porte sur une puissance installée de 1.265 mégawatts, permettant de couvrir la consommation annuelle d'électricité de 700.000 foyers espagnols, a-t-il précisé dans un communiqué.Neuf des 12 projets concernés sont actuellement en cours de développement et devraient être achevés d'ici à 2025, a-t-il ajouté.Censé faire fructifier les recettes pétrolières de l'Etat norvégien pour assurer les financements de son Etat-providence, le fonds se montre timide dans les infrastructures d'énergies renouvelables alors qu'il avait dans le passé exprimé son intention d'y consacrer environ 10 milliards d'euros entre 2020 et 2022."Notre expérience jusqu'à présent, c'est que de nombreux investisseurs recherchent de tels investissements et que leur valorisation n'est donc pas toujours attrayante pour nous", expliquait le chef du fonds, Nicolai Tangen, devant le Parlement en 2020.Iberdrola a de son côté indiqué qu'il pourrait étendre son partenariat avec le fonds norvégien "à d'autres actifs renouvelables, situés en dehors du périmètre initial, en Espagne ou dans d'autres pays".Dans un premier temps, l'investissement dévoilé mardi reste conditionné à l'aval des autorités espagnoles.Madrid a instauré en 2020 un contrôle des investissements étrangers dans les secteurs stratégiques, à l'origine pour protéger ses entreprises fragilisées par la crise sanitaire.Ce bouclier "anti-OPA" oblige les groupes étrangers voulant acquérir plus de 10% d'une entreprise espagnole ou de l'une de ses filiales jugée prioritaire à solliciter au préalable le feu vert de l'Etat.Dirigé par Ignacio Sanchez Galan, Iberdrola a fortement grossi ces dernières années, jusqu'à devenir l'un des leaders mondiaux des énergies renouvelables.

"Le soleil, ici, on en a quasiment toute l'année", rappelle Paloma Utrera, en présentant les panneaux noirs installés sur le toit de son pavillon de Pozuelo de Alarcón, commune aisée de la banlieue de Madrid. "Il faut en profiter", ajoute-t-elle, tout sourire.Comme de nombreux Espagnols ces derniers mois, cette salariée du secteur aérien s'est lancée fin septembre dans l'"autoconsommation", qui consiste à produire soi-même son électricité, en faisant poser chez elle 13 panneaux photovoltaïques d'une puissance totale de 4,5 kilowatts."C'est un investissement non négligeable" mais "avec les aides" proposées par l'Etat et "les économies" réalisées sur sa consommation d'électricité, "cela vaut vraiment le coup", juge cette femme de 50 ans, qui précise avoir réduit ses factures de moitié depuis l'automne.Selon l'entreprise ayant réalisé l'installation, Engel Solar, les panneaux solaires permettent d'assurer "entre 50 et 80%" des besoins d'un foyer. "Vu les prix actuels de l'électricité", c'est "intéressant", souligne le directeur commercial de cette PME de 200 salariés, Joaquín Gasca.Fondée en 2005 à Barcelone, cette entreprise a multiplié par cinq son chiffre d'affaires en deux ans, et s'attend à un nouveau bond d'activité en 2023. "Le téléphone n'arrête pas de sonner, c'est la folie", confie Joaquín Gasca, en évoquant une dynamique "spectaculaire"."La banque" ou "le toit"Particuliers, professionnels, établissements publics... Dopée par la crise énergétique liée à la guerre en Ukraine, mais aussi par les aides issues du plan de relance européen, jamais l'autoconsommation n'avait connu un tel engouement dans le pays."Il y a un an, quand on regardait les toits dans les villes et villages espagnols, on voyait très peu de panneaux solaires", mais "aujourd'hui, la situation a complètement changé", résume Francisco Valverde, spécialiste des énergies renouvelables au sein du cabinet Menta Energia.Un constat partagé par José Donoso, secrétaire général de l'Union photovoltaïque espagnole (Unef). Les Espagnols "voient que leurs voisins se lancent dans l'autoconsommation, qu'ils sont contents et qu'ils font des économies. Ça les incite à faire pareil", explique-t-il.Selon cette fédération qui regroupe 780 entreprises du secteur photovoltaïque, la "puissance installée" en autoconsommation en 2022 devrait dépasser les 2.000 megawatts, presque le double de 2021 (1.203 MW) et le quadruple de 2020 (596 MW).L'énergie solaire est devenue "très compétitive", avec un coût "aujourd'hui inférieur de 90% à celui d'il y a 14 ans", avance José Donoso. Les gens ont donc "compris qu'il valait mieux mettre leur argent sur leur toit qu'à la banque", s'amuse-t-il."Démocratiser l'énergie"Pour la filière, cette frénésie a un goût de revanche. Pays le plus ensoleillé d'Europe, l'Espagne était il y a 15 ans l'un des leaders mondiaux du photovoltaïque. Mais la crise de 2008 a mis un coup de frein à cet essor et Madrid a pris du retard par rapport à nombre de pays européens.En cause: la fin des subventions au secteur, puis l'instauration en 2015 par l'ancien gouvernement conservateur d'une taxe pour les foyers produisant de l'électricité et reversant une partie de cette énergie dans le réseau national, qualifiée d'"impôt sur le soleil" par ses détracteurs.Ce dispositif - instauré, selon les défenseurs de l'environnement, sous la pression des grands groupes énergétiques, inquiets de la concurrence de l'autoconsommation - a été abandonné après l'arrivée au pouvoir de la gauche en 2018, qui a depuis multiplié les coups de pouce au secteur.L'autoconsommation "démocratise l'énergie" et permet de s'émanciper "des grands groupes énergétiques", a justifié fin octobre le Premier ministre socialiste Pedro Sanchez, qui table sur 39.000 megawatts de nouvelles capacités photovoltaïques d'ici 2030, dont 9 à 14.000 en autoconsommation.De quoi doper cette source d'énergie qui a fourni l'an dernier 9,9% de l'électricité espagnole, loin derrière l'éolien (23,3%), le nucléaire (20,8%) et les centrales à gaz (17,1%)... malgré un potentiel jugé exceptionnel.Aujourd'hui, "seuls 4 à 5% des foyers (espagnols) sont équipés en photovoltaïque. La marge de progression est donc énorme", souligne Joaquín Gasca, qui dit s'attendre à voir le photovoltaïque devenir "la première source d'énergie" dans le pays.

Le solde du capital sera conservé par le fondateur Antoine Nogier et l'équipe de management, et l'opération -dont le montant n'est pas dévoilé- sera réalisée par le rachat d'actions existantes simultanément à une augmentation de capital entièrement souscrite par Eiffage, indique le groupe dans un communiqué.Installations de centrales solaires au sol ou de panneaux solaires sur des bâtiments agricoles, Sun'R, créée en 2007, est aussi spécialisée dans les ombrières solaires sur les parkings publics ou de centres commerciaux. La société est également un des pionniers de l'agrivoltaïsme en France, c'est-à-dire un outil agricole de protection des cultures composé de persiennes protégeant les plantes des rayons du soleil et produisant de l'électricité. Sun'R a obtenu en 2021 le statut de société à mission et s'est fixé comme objectif d'accélérer les transitions agricole et énergétique afin de répondre aux conséquences du réchauffement climatique.Elle dispose d'un portefeuille de plus de 100 mégawatts (MW) en exploitation et 300 MW en développement en France et à l'étranger. En agrivoltaïsme, la filiale Sun'Agri dispose de 220 hectares protégés ou en étude, équivalent à une puissance d'environ 150 MW.Par ailleurs, Volterres, la filiale d'électricité verte en circuit court, livrera 600 GWh en 2022 sur 10.000 sites professionnels grâce à un réseau de plus de 40 centrales de production d'énergie renouvelable partenaires.Avec cette acquisition, Eiffage entend "accélérer son déploiement dans les énergies renouvelables". La réalisation de l'acquisition devrait intervenir "au cours du 2e semestre 2022".

La dernière annonce est venue jeudi de Renault, qui a signé avec le producteur français Voltalia un contrat sur 15 ans pour une puissance de 350 mégawatts (MW) d'électricité solaire.Des panneaux photovoltaïques installés sur les sites de Voltalia doivent lui permettre de couvrir d'ici 2027 jusqu'à 50% de la consommation électrique du constructeur."Il s'agit d'un engagement inédit en France en termes de puissance", a précisé Voltalia, très familier de ces contrats de fourniture d'électricité à long terme, souvent désignés par le terme anglais de "corporate PPA" (power purchase agreement) car venus des Etats-Unis.Jeudi encore, Engie a annoncé un contrat d'achat de 100 MW pendant 12 ans avec Google au Royaume-Uni, à partir du projet éolien offshore de Moray West au large de l'Ecosse.Si solaire et éolien dominent, on voit apparaître des contrats sur le biogaz, et la géothermie (contrat inédit - "Heat Purchase Agreement", HPA - entre Renault et Engie pour verdir la chaleur pour l'usine de Douai). On en parle aussi pour l'hydrogène.Ces contractualisations en direct ne constituent toujours qu'une mince partie du volume vendu. Mais elles sont une petite révolution car il s'agit de ne plus acheter aux fournisseurs habituels comme EDF.Dans la course actuelle à la neutralité carbone, basculer sur des énergies bas carbone est souvent l'étape la plus facile pour les entreprises. Les géants du numérique américains dans les années 2010 ont été pionniers de ces PPA, pour tenter de verdir la forte consommation de leurs centres de données."Tendance de fond"Depuis, l'Europe rattrape son retard, notamment le nord du continent mais aussi l'Espagne, profitant de la spectaculaire chute des coûts des technologies renouvelables."En France, le marché a démarré plus lentement qu'ailleurs, car le pays bénéficiait d'un approvisionnement électrique plutôt compétitif et décarboné" avec sa forte portion de centrales nucléaires amorties depuis longtemps, souligne Alexis Gazzo, associé chez EY."Mais depuis quelques mois il y a un fort regain d'intérêt", avec la flambée des prix de l'électricité, dit-il, évoquant "un changement culturel dans les divisions Achats d'énergie des entreprises et une réflexion nouvelle sur le risque".Le mouvement en France a commencé en 2018 avec des précurseurs comme Aéroports de Paris et la SNCF, qui cette année-là lançait un appel d'offres pour sécuriser sur 20 ans 20% de sa consommation renouvelable.Avec la crise actuelle, Voltalia, leader des PPA en France et plus actif encore au Royaume-Uni, constate un boom de la demande des entreprises, où le sujet énergie remonte désormais jusqu'aux conseils d'administration.Pour son directeur général, Sébastien Clerc, les producteurs de renouvelables eux-mêmes s'y retrouvent: "l'inconvénient de la plupart des appels d'offres publics en France est que l'essentiel du prix de vente n'est pas indexé sur l'inflation. Avec les corporate PPA on négocie librement la structure du tarif, de privé à privé, et intégrer l'inflation est protecteur pour les deux parties", dit-il à l'AFP.En France, une part de la gauche rejette ces contrats, qui reviennent pour elle à privatiser une part de la production. Mais des collectivités expriment leur intérêt, et l'Etat vient d'annoncer un "fonds de garantie" pour faciliter ces accords en couvrant le risque de défaut des industriels.Les PPA forment "une tendance de long terme", dit Nicolas Goldberg, chez Colombus Consulting, pour qui "cette crise laissera des traces: on voit que si on ne sécurise pas une part des approvisionnements, si on ne diversifie pas, avec une vision à long terme, on s'expose"."Les entreprises sont demandeuses car les énergies renouvelables tirent les prix de marché à la baisse", souligne l'analyste. Et pour lui, ces PPA sont "une bonne chose, car cela aide aussi la société à comprendre un peu mieux les énergies renouvelables".

Le producteur français d'électricité renouvelable Voltalia a annoncé jeudi la signature avec Renault d'un contrat d'approvisionnement en électricité solaire pour une puissance de 350 mégawatts.

La Société néo-calédonienne d'énergie (Enercal), société d'économie mixte dont la Nouvelle-Calédonie est l'actionnaire majoritaire depuis 2008, a fait ses comptes : elle sera en cessation de paiement d'ici la fin de l'année si aucune mesure visant à compenser son déficit n'est prise, a-t-elle elle-même annoncé fin octobre."Le prix du charbon a été multiplié par presque cinq, et la crise en Ukraine a également des conséquences qui nous sont défavorables sur le taux de change. Or toutes les projections nous montrent que la situation ne va pas s'arranger avant au moins trois ans", a indiqué à l'AFP le directeur général d'Enercal, Jean-Gabriel Faget.Selon Enercal, les conséquences de la guerre en Ukraine devraient entraîner un déficit supplémentaire de 42 millions d'euros pour l'année 2022. Un chiffre conséquent qui s'ajoute au déficit global de l'entreprise de 75,6 millions d'euros.Un véritable casse-tête pour le gouvernement local, déjà contraint de voter en début d'année une augmentation de 11% du tarif public, gelé depuis 2012. Un gel jamais compensé jusque-là par les pouvoirs publics auprès de l'entreprise. Pour faire face au surcoût, il faudrait "augmenter à nouveau le tarif public, d'environ 20%", selon les estimations d'Enercal.Une situation "inenvisageable", estime Christopher Gyges, membre du gouvernement local en charge de la transition énergétique, qui entend plutôt "solliciter l'État au titre de la solidarité nationale".La Nouvelle-Calédonie ne bénéficie pas du système de compensation qui permet au consommateur des départements d'Outre-mer de payer le même prix de l'électricité que dans l'Hexagone, malgré les surcoûts liés à l'insularité. "Dépendance"Sur le moyen et long terme, le gouvernement local mise "sur les énergies renouvelables pour sortir de la dépendance aux énergies fossiles", indique Christopher Gyges.La Nouvelle-Calédonie s'est dotée, pour la période 2016-2022, d'un ambitieux schéma de transition énergétique qui a permis de faire passer la part des énergies renouvelables dans la production d'électricité de 10 à 23%. Le territoire compte désormais 39 fermes photovoltaïques produisant 178 mégawatt/heure. 25 nouveaux sites de production devraient sortir de terre entre 2023 et 2025. "L'objectif, c'est que l'équivalent de la consommation publique, c'est-à-dire hors secteur métallurgique, soit produit à partir d'énergies renouvelables d'ici à 2030", ajoute M. Gyges.La mise à jour de ce schéma pourrait être appliquée au nickel, qui compte trois usines, faisant de l'archipel un endroit extrêmement industrialisé, au regard de sa population de 270.000 habitants. Quelque 75% de l'électricité produite est d'ailleurs consommée par la métallurgie et le nouveau texte prévoit donc de porter à 50% la part du renouvelable dans l'alimentation électrique du secteur.Reste l'épineuse question du stockage de l'énergie produite, dans des batteries de lithium-ion. "Aujourd'hui, le stockage sur batterie lithium-ion, c'est une solution qui est extrêmement chère. Le kilowatt/heure qui entre dans une batterie, à la sortie son prix est multiplié par trois", souligne Jean-Gabriel Faget.Le gouvernement entend développer des stations de transfert d'énergie par pompage qui fonctionnent en pompant de l'eau avec l'énergie photovoltaïque le jour et utilisent cette eau pour faire tourner les turbines la nuit et produire de l'électricité. Une alternative plus économique, mais nécessitant des investissements importants : 600 millions d'euros pour deux unités capables de stocker 300 mégawatts.Au total, 2,4 milliards d'euros d'investissement sont prévus pour le développement des énergies renouvelables. Une somme colossale qui fait débat : présentée aux élus du congrès de la Nouvelle-Calédonie, son examen a été reporté par la majorité indépendantiste de l'assemblée, qui a estimé ne pas avoir de visibilité suffisante sur la capacité du territoire à soutenir ces investissements.

Ce contrat d'approvisionnement en électricité solaire, valable 15 ans, devrait permettre à Renault de couvrir à terme la moitié de la consommation électrique de ses usines françaises, avec une puissance de 100 mégawatts à partir de 2025 qui passera à 350 mégawatts en 2027. Voltalia estime qu'il s'agit du plus grand contrat d'approvisionnement en électricité renouvelable jamais signé en France entre un producteur d'électricité et une entreprise cliente. "Aujourd'hui, nous franchissons une étape stratégique dans notre objectif d'atteindre la neutralité carbone dans nos usines", a déclaré le directeur général de Renault, Luca de Meo, dans un communiqué. L'objectif pour Renault, c'est notamment d'atteindre ce que le groupe appelle la neutralité carbone d'ici à 2025 dans son pôle ElectriCity (Hauts-de-France), un engagement qui couvre les émissions directes du site, à l'exclusion des émissions indirectes. Les trois usines de ce pôle doivent produire 500.000 véhicules électriques par an, dont les futures Renault 4 et 5. Pour y parvenir, le groupe a également signé un contrat avec Engie pour alimenter son site de Douai (Nord) en géothermie. A la fin 2023, l'énergéticien entamera des travaux de forage afin de puiser de l'eau chaude (à 130-140°C) à 4.000 mètres de profondeur, pour chauffer l'usine et les machines et remplacer le gaz à 70%, ou produire de l'électricité. Dans le cadre d'un troisième contrat, la filiale d'EDF Dalkia va installer une chaudière biomasse et des systèmes de récupération de chaleur dans l'usine Renault de Maubeuge (Nord). D'une puissance de 15 mégawatts, cette chaudière devrait couvrir 65% des besoins de l'usine en gaz d'ici à 2025. Renault veut diviser par deux les émissions carbone de ses sites dans le monde d'ici à 2030, par rapport à 2019. Le groupe a déjà signé en 2021 un accord avec Iberdrola en Espagne, pour y alimenter ses sites en énergies renouvelables à 100%. La grande majorité (98%) des émissions d'un constructeur automobile relèvent d'émissions indirectes appelées "Scope 3", c'est-à-dire essentiellement de l'utilisation des voitures, selon les calculs de l'ONG Transport & Environment. Mais ces émissions baissent fortement pour les voitures électriques: la fabrication de la batterie représente le tiers de l'empreinte carbone d'un véhicule électrique.

"Il faut 14 autorisations pour faire implanter une usine solaire en France", a regretté M. Pouyanné, auditionné à l'Assemblée nationale dans le cadre d'une commission d'enquête sur la souveraineté et l'indépendance énergétique de la France.A cette occasion, le PDG a évoqué le paradoxe entre "l'urgence climatique" et un accès au foncier à l'allure de "marathon administratif", alors que le projet de loi d'accélération sur les renouvelables, adopté au Sénat en première lecture début novembre, est attendu dans l'hémicycle du palais Bourbon le 5 décembre.Ce texte entend mettre l'accent sur l'éolien marin -une des "priorités" selon M. Pouyanné- et le solaire. En parallèle, un projet de loi du gouvernement visant à accélérer la construction de réacteurs nucléaires doit être examiné par les parlementaires début 2023, voire dès fin décembre."Le ratio du nombre de personnes (...) dans notre filiale renouvelable en France et en Europe, par rapport aux mégawatts que nous installons, est deux fois plus élevé que dans les autres pays, parce qu'il faut que l'on gère tout cela", a illustré M. Pouyanné.Conséquence: "en ce moment en France, on installe la moitié par an de ce qu'il faudrait qu'on fasse pour être sur la trajectoire" des objectifs d'installations renouvelables en 2023, a-t-il déclaré.TotalEnergies conduit des projets solaires et éoliens dans l'Hexagone, mais aussi à l'étranger dans des pays tels que le Qatar, la Corée-du-Sud, le Royaume-Uni ou encore le Brésil."Si l'on veut vraiment accélérer ces questions de construction d'énergies renouvelables, solaire et éolienne, il faut que l'on trouve un moyen d'articuler correctement la planification de l'espace, qui peut relever des collectivités territoriales", a-t-il ajouté.Patrick Pouyanné a également reconnu devant les députés n'avoir jamais été un "grand fan" du nucléaire, dont il souhaite se tenir à distance, particulièrement depuis la catastrophe de Fukushima en mars 2011."Ce risque, il existe, et on s'est dit qu'il n'était pas possible de le mettre dans notre bilan", a-t-il déclaré, tout en mettant en garde les députés: "ne le négligez pas dans votre mission".Cette commission d'enquête, à l'initiative du parti Les Républicains et d'une durée de six mois, doit rendre son rapport en avril 2023.

Tenergie, entreprise spécialisée dans le solaire et l'éolien basée dans les Bouches-du-Rhône, va être chargée de la conception, de la réalisation, de l'exploitation et de la maintenance des installations photovoltaïques, qui doivent être mises en service d'ici à fin 2024."C'est pour nous vraiment important de développer le solaire, une énergie renouvelable", a déclaré à des journalistes la directrice générale de SNCF Gares & Connexions, Marlène Dolveck, qui veut des "gares vertes", consommant moins et se passant des énergies fossiles.Un appel à manifestation d'intérêt lancé en février pour trouver un premier partenaire industriel a reçu "plus de 50 candidatures", s'est-elle félicitée.Cette première phase concernant 180.000 m2 doit avoir une capacité globale de plus de 30 mégawatts-crête (MWc, unité mesurant la puissance maximale). L'électricité produite sera revendue au réseau public de distribution électrique, mais pas injectée directement dans les gares.Les centrales photovoltaïques, installées dans toutes les régions, produiront l'équivalent de 15% de la consommation des 3.000 gares françaises, selon la filiale de SNCF Réseau."On parle de 40 à 50 millions d'euros sur le projet", portés par Tenergie, a relevé Laurent Mahuteau, responsable du projet chez SNCF Gares & Connexions. L'objectif est d'installer un million de mètres carrés de panneaux solaires sur le patrimoine foncier des gares d'ici 2030 à 2032, avec une capacité de 150 à 200 MWc. A cette échéance, SNCF Gares & Connexions veut avoir une consommation d'électricité inférieure ou égale à la production d'énergies renouvelables sur son foncier.Plus généralement, la SNCF s'est lancé dans l'installation de centrales solaires sur ses terrains vacants.

Ce projet de 300 millions d'euros, attribué sur appel d'offres en 2016, était porté par un consortium réunissant Shell, la Banque des territoires (Caisse des dépôts) et le chinois CGN.Il "a été confronté à plusieurs défis techniques, commerciaux et financiers, le tout dans un contexte de coûts en constante augmentation et de contraintes très fortes, en termes d'inflation et de chaîne d'approvisionnement", a expliqué le consortium dans un communiqué mardi, confirmant une information des Echos."Les conditions économiques liées au projet ont été significativement modifiées, remettant en cause, pour l'ensemble des partenaires du consortium la viabilité économique du projet", a-t-il ajouté.Le projet breton devait permettre de tester trois éoliennes flottantes, technologie vue comme l'avenir de l'éolien en mer car permettant d'installer des parcs plus en profondeur, donc notamment plus loin des côtes, que les éoliennes rivées dans le plancher marin.Trois autres fermes pilotes flottantes sont annoncées en France, toutes en Méditerranée. Ainsi par exemple, les flotteurs du projet prévu au large de Port-St-Louis-du-Rhône (Bouches-du-Rhône) ont-ils été dévoilés lundi. Parcs commerciaux 10 fois plus grosLe projet s'est en particulier heurté au retrait des turbiniers General Electric (GE), puis Vestas, qui devaient fournir les éoliennes de 6 mégawatts (MW), puis du fabricant de flotteurs Naval Group, qui a cédé son activité dans l'éolien flottant.Shell avait repris le projet en 2019 en rachetant la société Eolfi, ex-filiale de Veolia et pionnier de l'éolien flottant."L'Etat regrette l'abandon du projet, qui est la conséquence notamment de l'arrêt de production par Vestas des turbines devant alimenter le parc", a réagi le ministère de la Transition énergétique. Ce projet, "qui devait initialement être en service en 2018, a été retardé plusieurs fois, notamment avec le départ de Naval Group qui constituait le référent industriel du projet"."Pour autant, les trois autres fermes pilotes seront bien mises en services dans les deux ans qui viennent, alors que la France s'est mis en ordre de marche très tôt (depuis bientôt 8 ans) pour structurer une filière forte de l'éolien flottant", ajoute le ministère, qui rappelle aussi le lancement cette année d'appels d'offres commerciaux pour des parcs flottants 10 fois plus gros que les pilotes, un au sud de la Bretagne et deux en Méditerranée. L'Etat a aussi alloué via le plan France 2030 près de 300 millions d'euros en soutien au développement des technologies et installations industrielles et portuaires nécessaires à la montée en puissance d'une filière hexagonale. La France, qui doit inaugurer dans quelques jours son tout premier parc éolien (80 éoliennes posées sur le fond) face à Saint-Nazaire, compte sur la technologie flottante pour pouvoir répondre à ses ambitions: quelque 40 gigawatts (environ 50 parcs) d'ici 2050.

Cet accord est conclu après "les succès obtenus par le consortium" dans le développement de deux précédents parcs dans le pays, ajoute Engie dans un communiqué.L'accord a été signé mardi lors de la COP27 à Charm el-Cheikh par les partenaires industriels (Engie, Orascom Construction, Toyota Tsusho Corporation), l'Egyptian Electricity Transmission Company (EETC) et la New and Renewable Energy Authority (NREA).Un champ éolien d'une capacité de 262,5 mégawatts (MW) avait été installé par les mêmes opérateurs en octobre 2019 à Ras Ghareb, sur les rives du golfe de Suez.Le 31 octobre a été posée la première pierre d'un autre parc de 500 MW, situé à 40 km au nord-ouest de Ras Ghareb. Ce projet, capable d'alimenter plus de 800.000 foyers en électricité, sera pleinement opérationnel fin août 2025 et sera alors la plus grande centrale éolienne terrestre du portefeuille d'Engie.Aucun détail n'a encore été fourni sur le nouveau projet de 3 GW, dont la localisation doit être annoncée ultérieurement.L'Égypte vise une part de 42% d'électricité produite à partir de sources renouvelables d'ici à 2030.

Ce projet, dont l'investissement total porte sur 3 milliards de dollars, est l'un des fers de lance de la transition énergétique du pays voué à abandonner à terme les centrales au charbon.Il a été attribué dans le cadre d'un appel d'offres public qui a également sélectionné les sociétés sud-africaines d'énergies renouvelables Red Rocket, Sola Group et Mainstream Renewable Power Developments.HDF Energy (Hydrogène de France) compte développer sur le site des centrales photovoltaïques capables de produire quelque 1.500 Megawatts d'électricité, avec plus de 3.500 MWh de stockage (pour la nuit lorsqu'il n'y a pas de soleil, NDLR) principalement sous forme d'hydrogène et de pile à combustible.Les centrales alimenteront ainsi en électricité stable et propre, de jour comme de nuit, toute l'année, plus de 1,4 million d'habitants, précise HDF Energy dans un communiqué.Eskom avait émis un appel à propositions en avril 2022, suivi d'un processus de sélection. Les sociétés retenues loueront au total plus de 6.000 hectares pour une période comprise entre 25 et 30 ans pour produire des énergies renouvelables."Les terrains appartiennent à Eskom et lui reviendront au bout de 30 ans, les projets recevront des financement des banques de développement qui portent des exigences sociétales et environnementales très poussées", a indiqué à l'AFP le patron de HDF Energy, Damien Havard.La province de Mpumalanga abrite 12 des 15 centrales à charbon de l'Afrique du Sud, qui fournissent plus de 80% de son électricité. Elle sont vouées au démantèlement dans le cadre d'un vaste plan de décarbonation du pays permis notamment par l'attribution de quelque 8,5 milliards de dollars de prêts et subventions reçus de pays riches via leurs banques de développement."En termes de puissance, notre projet remplacera une partie d'une des centrales à charbon", a commenté M. Havard.HDF Energy a également un projet en Namibie pour produire de l'électricité solaire, puis de l'hydrogène à partir de l'électrolyse de l'eau dessalinisée. Le groupe, qui s'est introduit en Bourse en 2021 à Paris, mène aussi avec des investisseurs, comme le groupe Ruby ou le fonds Meridiam, des projets similaires en Guyane, à la Barbade, à Trinidad. Mercredi soir, il a annoncé la signature d'un protocole d'accord avec le ministère de l'Energie indonésien.

Ces nouvelles centrales, à Mesaieed Industrial City (Sud) et Ras Laffan Industrial City (Nord), porteront la production photovoltaïque de l'émirat à 1,675 gigawatts (GW) d'ici fin 2024, a précisé la compagnie nationale Qatar Energy.Leur construction sera supervisée par le conglomérat sud-coréen Samsung, pour un investissement initial de plus de 600 millions de dollars (600 millions d'euros).Mesaieed et Ras Laffan sont des lieux clés pour la production de gaz naturel au Qatar, en pleine expansion.La première centrale solaire de très grande envergure du pays (800 mégawatts), Al Kharsaa, à l'ouest de Doha, a commencé à alimenter le réseau national en juillet, selon des sources du secteur. Elle devrait être pleinement opérationnelle avant le début de la Coupe du monde de football le 20 novembre.D'après les organisateurs du tournoi, qui promettent qu'il s'agira du premier Mondial à atteindre la neutralité carbone, cette centrale alimentera les huit stades en électricité.Sur les deux millions de cellules photovoltaïques d'Al Kharsaa, le sable et la poussière du désert sont nettoyés chaque jour par des robots. Qatar Energy a fait savoir que le même système serait utilisé dans les deux nouvelles fermes.Le ministre de l'Energie Saad Sherida al-Kaabi a salué une étape majeure dans les efforts de l'Etat du Golfe pour "accroître le recours aux énergies renouvelables à haut rendement".Le Qatar, qui entend produire 5 GW d'énergie solaire d'ici 2035, est en retard sur ses voisins du Golfe. L'Arabie saoudite a annoncé cette année son intention d'augmenter sa production à plus de 5 GW d'ici 2030 et des centrales solaires existent aux Émirats arabes unis depuis près d'une décennie.

"Il y a un intérêt important" pour l'autoconsommation, qui "constitue une façon intéressante de réduire notre facture" énergétique, a souligné la ministre espagnole de la Transition écologique Teresa Ribera à l'issue du Conseil des ministres.Or, l'autoconsommation peut être encouragée, en mettant en place "une régulation simplifiée", a ajouté Mme Ribera en présentant cette série de mesures intégrées au plan énergétique adopté, conformément aux directives européennes, pour réduire la dépendance de l'UE vis-à-vis de Moscou.Le plan du gouvernement de gauche espagnol simplifie les démarches administratives à effectuer pour la mise en service d'installations d'une puissance inférieure à 500 kilowatts/heure, et encourage l'installation de panneaux photovoltaïques dans les bâtiments publics.Il prévoit enfin d'encourager l'"autoconsommation collective", en soutenant l'installation de panneaux solaires dans les immeubles et résidences – un choix décisif, alors que près des deux tiers des Espagnols vivent en appartement.L'autoconsommation d'électricité connaît un fort développement en Espagne depuis 2018, année où Madrid a supprimé un décret obligeant les particuliers reversant leur énergie au réseau national de payer une taxe, qualifiée d'"impôt sur le soleil" par ses opposants.Selon l'Union photovoltaïque espagnole (Unef), la puissance installée destinée à l'autoconsommation a atteint 1.203 mégawatts (MW) en 2021, soit deux fois plus qu'en 2020 (596 MW). Ce chiffre devrait par ailleurs être largement battu en 2022.Le plan énergétique de Madrid, qui intègre des mesures d'économie d'énergie visant à diminuer jusqu'à 13,5% la consommation de gaz naturel du pays d'ici à mars, étend par ailleurs jusqu'à décembre 2023 le plafonnement du prix du gaz utilisé pour la production d'électricité.Ce mécanisme dit d'"exception ibérique" a été instauré en juin en Espagne et au Portugal, avec l'aval de Bruxelles, en raison du manque d'interconnexions électriques entre la péninsule et le reste de l'Union européenne. Il devait initialement prendre fin en mai 2023.Ce régime dérogatoire a permis aux prix de l'électricité de refluer fortement ces derniers mois dans ces deux pays. Plusieurs pays européens comme la France réclament désormais sa généralisation à l'ensemble de l'Europe.

Située à Al Kharsaah, à l'ouest de Doha, cette ferme solaire de plus 1,8 million de panneaux solaires s'étend sur 10 km2, ce qui en fait l'une "des plus grandes de la région", selon le ministre de l'Energie et président de Qatar Energy, Saad Sherida al-Kaabi.D'une capacité de 800 mégawatts, le projet lancé en 2016 et opérationnel depuis juin vise à couvrir 10% de la consommation du pays en électricité.D'après les organisateurs du Mondial-2022 au Qatar, qui promettent un tournoi neutre en carbone, la centrale alimentera les stades en électricité. Lors d'une conférence de presse, M. Al-Kaabi a toutefois indiqué ne pas disposer d'information sur ce point.Outre TotalEnergies (19,6%), l'entreprise japonaise Marubeni (20,4%) est partenaire de la centrale d'Al Kharsaah.Le géant gazier et pétrolier français a par ailleurs signé cette année deux importants contrats avec le Qatar pour le développement du plus grand champ de gaz naturel au monde, le North Field."Le fait que TotalEnergies soit devenu récemment le premier partenaire international du Qatar est un signe fort", a commenté le PDG Patrick Pouyanné, interrogé par l'AFP."C'est le résultat de beaucoup de travail depuis plusieurs années, mais je pense que ça tombe bien au moment où la question de la sécurité d'approvisionnement de l'Europe se pose à nous tous", a-t-il ajouté."On dirait que c'est la seule entreprise qui travaille au Qatar!", s'est pour sa part amusé Al-Kaabi. "Nous avons la même mentalité: être à la pointe de la technologie, essayer d'aller dans des zones d'exploration reculées et aussi vers les énergies renouvelables", a-t-il expliqué."Je pense que notre partenariat va encore se solidifier mais ça ne veut pas dire qu'on n'a pas d'autres partenaires très importants et, bientôt, vous nous verrez signer avec d'autres", a glissé le ministre, alors que le pays doit encore dévoiler le nom d'autres entreprises étrangères engagées sur le North Field.Le Qatar, qui vise une capacité de 5 gigawatts d'énergie solaire d'ici 2035, a annoncé fin août deux autres grands projets de centrales photovoltaïques devant lui permettre de plus que doubler sa production d'ici deux ans.La ferme solaire d'Al Kharsaah, elle, devrait être "étendue" d'ici 2035, a précisé le ministre.L'émirat est toutefois en retard sur ses voisins du Golfe. L'Arabie saoudite a annoncé cette année son intention de dépasser le seuil des 5 GW d'ici 2030, et des centrales solaires existent aux Emirats arabes unis depuis près d'une décennie.

ANALYSE. Avec 536 mégawatts raccordés au réseau au 2e trimestre 2022, les capacités de production du solaire photovoltaïque mises en service se stabilisent, confirmant la tendance du début d'année. La filière se réjouit néanmoins d'une file d'attente de projets conséquente.

"Il y a 12 câbles qui relient les éoliennes entre elles par grappes de 6 ou 7, qui après arrivent à la sous-station. Là, le courant est transformé pour pouvoir être transporté, envoyé vers la terre", explique le directeur du parc éolien en mer de Saint-Nazaire, Olivier de La Laurencie.Lorsqu'on navigue en direction du parc, les 12 grappes d'éoliennes et les immenses pales de 75 mètres de long s'étirent à l'horizon, avec au centre la sous-station électrique, qui a l'aspect d'un gigantesque cube gris sur pilotis.Cette sous-station "est un gros transformateur qui va transformer l'électricité qui arrive en 33.000 volts, en 225.000 volts", poursuit M. de La Laurencie, indiquant que l'électricité est alors "expédiée vers le réseau national où elle sera injectée à cette tension-là".Les éoliennes, qui doivent permettre de produire l'équivalent de 20% de la consommation électrique annuelle du département de la Loire-Atlantique, sont "espacées de 1.000 mètres, dans un sens comme dans l'autre", précise Olivier de La Laurencie."2e potentiel en éolien maritime en Europe"Personne n'est stationné en permanence dans ce vaste parc qui s'étend sur 78 km2, mais tout est surveillé à distance depuis une base de maintenance dans le port de La Turballe.Au cœur de cette base, une salle de coordination maritime avec de multiples écrans montre la position des navires en déplacement au pied des éoliennes."C'est un peu la tour de contrôle du site", résume Fabrice Le Tual, responsable d'exploitation et de maintenance, précisant qu'une centaine de personnes travailleront à la maintenance du parc pendant les 25 ans durant lequel il sera exploité.Le parc, exploité par EDF, entrera complètement en service d'ici la fin de l'année. Il a une capacité de 480 mégawatts (MW) et a été inauguré par Emmanuel Macron le 22 septembre."En France, on a la chance d'avoir le deuxième potentiel en éolien maritime en Europe, après le Royaume-Uni", se réjouit Cédric Le Bousse, directeur Energies marines renouvelables France d'EDF Renouvelables.Après celles de Saint-Nazaire, les éoliennes du parc en mer de Fécamp seront installées "l'été prochain" et celles du parc de Courseulles-sur-Mer (Calvados) "à partir de l'année 2024", précise M. Le Bousse.La construction en mer du parc de Saint-Nazaire s'est déroulée en 2021 et 2022, avec d'abord l'installation des fondations et des câbles électriques sous l'eau, puis les éoliennes ont été acheminées sur place, du printemps 2022 jusqu'à l'installation de la dernière le 5 septembre.

Dans son centre de Long Beach, occupé par des rangées de milliers de batteries ressemblant à une ferme de serveurs informatiques, Weikko Wirta a vu son installation de 400 mégawatts, l'une des plus importantes de l'Etat, tourner à plein régime pendant la canicule."Les batteries sont intervenues et (...) ont joué un rôle essentiel" lors de la dernière vague de chaleur, explique à l'AFP le directeur des opérations du fournisseur d'électricité AES, aux commandes de cette nouvelle usine depuis 2021.Grâce à elles, l'entreprise a pu stocker l'énergie solaire produite en journée et la redistribuer en soirée pour "combler le trou entre 16-17H00 et 22H00", lorsque la chute de l'offre photovoltaïque au coucher du soleil et la demande record de climatisation risquaient de provoquer un effondrement du réseau électrique.En août 2020, une vague de chaleur brutale touchant l'ensemble de l'Ouest américain avait forcé la Californie, pionnière des énergies renouvelables, à couper le courant à 800.000 foyers et entreprises sur certaines plages horaires pendant deux jours. Du jamais-vu depuis quasiment 20 ans.Face au retour des températures extrêmes cette année, de telles coupures volontaires ont été évitées de justesse début septembre, notamment grâce à la course lancée pour remplir les objectifs climatiques de la Californie.L'Etat vise une production d'énergie 100% neutre en carbone d'ici 2045. Entre 2020 et 2022, il a multiplié par dix sa capacité de stockage d'énergie sur batteries, selon sa commission de l'énergie.Le 5 septembre, au pic de la vague de chaleur, les batteries ont ainsi pu produire 3.300 mégawatts en soirée, selon le régulateur du réseau électrique California ISO."C'est plus que la centrale nucléaire de Diablo Canyon, qui est la plus grosse centrale électrique de l'Etat et produit environ 2.200 mégawatts", analyse Mike Ferry, chercheur à l'université de San Diego.Technologie du "futur""A peine perceptible" lors de la précédente canicule en 2020, cette technologie s'est imposée comme "une clé pour permettre à l'Etat d'éviter les coupures de courant", en fournissant la marge d'énergie manquante au réseau. Elle représente "le futur de ce à quoi va ressembler notre réseau électrique", insiste-t-il.La Californie reste encore très dépendante du gaz naturel, et a dû importer de l'électricité d'autres Etats américains pour supporter la dernière vague de chaleur. Les autorités ont aussi multiplié les alertes pour réduire la demande.Plusieurs soirs d'affilée, les habitants ont été priés de ne pas régler la climatisation sous 25,5°C ou d'éviter de recharger leurs véhicules électriques pendant la plage horaire la plus critique.De quoi relancer le débat sur la transition énergétique aux Etats-Unis. Nombre de responsables républicains ont raillé l'Etat démocrate, en attribuant la faiblesse du réseau californien aux énergies renouvelables et à leur production intermittente."La transition énergétique à marche forcée met en danger la fiabilité du réseau électrique", a taclé sur Twitter, Kevin McCarthy, le chef du parti conservateur à la Chambre des représentants."Au lieu de critiquer les énergies renouvelables, nous devrions mettre en avant la valeur du stockage sur batteries", rétorque Eric Fournier. Chercheur à UCLA, l'universitaire souligne l'intérêt de cette technologie capable d'emmagasiner l'énergie propre produite par le solaire et l'éolien.Alors que les vagues de chaleur et les phénomènes météorologiques extrêmes sont appelés à devenir de plus en plus fréquents avec le réchauffement climatique, "s'attaquer à la source du problème, en arrêtant d'émettre des gaz à effet de serre, est la seule solution rationnelle", plaide-t-il.Pour lui, l'autre enseignement de cette vague de chaleur reste la facilité avec laquelle les Californiens ont volontairement réduit leur usage d'électricité en soirée. Un constat d'autant plus intéressant que l'Etat développe actuellement des programmes pour rétribuer les consommateurs qui limitent leur consommation.Plutôt que de chercher à équiper le réseau avec suffisamment de batteries pour gérer des pics de demande passagers, "payer les gens pour ne pas demander d'électricité pendant un petit nombre d'heures pourrait être une meilleure option dans de nombreux cas".

Deuxième source d'électricité renouvelable en France après l'hydraulique, l'éolien a fourni 36,8 térawattheures (TWh) en 2021, soit 7,7% de la consommation française, indique l'Observatoire de l'éolien, produit chaque année par France énergie éolienne (FEE) avec CapGemini.En 2021, 1.200 mégawatts (MW), soit 418 éoliennes, ont été installés, et en 2022 ce sera environ 1.350 MW: loin des 1.900 MW annuels qu'il faudrait en moyenne pour tenir l'objectif, voté par le Parlement, de 34 gigawatts (GW) en 2028. A ce jour, la France affiche une capacité d'un peu plus de 20 GW (environ 9.000 éoliennes).L'année 2022 aura pourtant été marquée par l'ouverture du premier parc éolien en mer, face à Saint-Nazaire, soit 480 MW pour alimenter environ 700.000 personnes, l'équivalent d'un peu moins de la moitié d'un des réacteurs nucléaires les plus récents. Deux autres parcs marins devraient entrer en production, en 2023 et fin 2023-début 2024."A un moment où la France manque d'électricité et doit en importer, il est impératif d'accélérer", souligne Michel Gioria, délégué général de FEE, relevant que seuls l'éolien terrestre, le photovoltaïque et le biogaz seront à même de produire plus d'énergie à très court terme, avant 2025.En 2022 et 2023, le secteur éolien devrait en outre, par contrat, reverser quelque 7,6 milliards d'euros sur les deux années à l'Etat, du fait des prix élevés du marché. Si la tendance se poursuit, il aura ainsi remboursé toutes les aides reçues depuis 2001, note FEE.Sur fond de crise énergétique inédite, le gouvernement a publié fin septembre une circulaire aux préfets leur demandant d'accélérer le traitement des dossiers d'énergies renouvelables, et un projet de loi visant à soutenir le déploiement de ces infrastructures.Pour l'instant, l'effet de la circulaire ne se mesure pas encore pour les 4,5 GW de projets en fin d'instruction et en attente d'autorisation, note FEE. Le secteur souligne aussi le "déficit structurel de moyens humains dans les services de l'Etat pour instruire des projets", qui souvent font plus de 2.000 pages.A ce stade, le projet de budget 2023 prévoit le financement de 15 agents, quand il en faudrait une centaine, souligne M. Gioria, pour qui "ce n'est pas anecdotique: la France est forte pour définir des objectifs, mais la mise en oeuvre souffre d'un manque de moyens".

D'un coût de 317,5 millions de dollars, ce projet dénommé "Haské" (lumière en langue locale haoussa) ambitionne "d'accélérer l'accès" à l'électricité pour les ménages urbains et ruraux, les établissements de santé, d'éducation, les entreprises, a souligné le ministre Ibrahim Yacoubou, lors de la cérémonie de lancement.Le projet "Haské" vise également à assurer l'expansion de l'énergie solaire photovoltaïque dans cet immense Etat sahélien de plus de 22 millions d'habitants.Actuellement, au Niger, le bois fournit "près de 80%" de l'énergie des ménages qui l'utilisent pour s'éclairer et cuisiner, alors que le pays, aux deux tiers désertiques, est frappé par les "effets néfastes des changements climatiques", a relevé le ministre.Pour s'affranchir de sa forte dépendance (70%) énergétique au Nigeria voisin, le Niger s'active aussi à achever d'ici à 2025 son premier barrage, sur le fleuve Niger.A quelque 180 km en amont de Niamey, l'édifice de Kandadji doit générer annuellement 629 gigawattheure (Gwh).La Banque mondiale, la Banque africaine de développement (BAD), la Banque islamique de développement (BID) et l'Agence française de développement (AFD) financent Kandadji, dont le coût est estimé à 740 milliards de francs CFA (1,1 milliard d'euros).Par ailleurs, l'Union européenne et l'AFD vont cofinancer pour la construction d'une autre centrale électrique hybride (thermique-photovoltaïque) d'un coût de 32 millions d'euros à Agadez, la grande ville du nord du Niger régulièrement plongée dans le noir.Cette centrale, d'une capacité de production de 21 mégawatts, devra satisfaire en électricité la ville d'Agadez et ses 150.000 habitants, selon l'UE.Sa construction permettra à Agadez, classée au patrimoine mondial de l'Unesco, de revivre un essor économique et social, après le déclin du tourisme dû aux attaques jihadistes dans le Sahel, selon les autorités locales.

Ni Le Caire ni Khartoum n'ont réagi dans l'immédiat à cette annonce. "Ce que vous voyez derrière moi, c'est le 3e remplissage terminé", s'est réjoui le Premier ministre Abiy Ahmed dans un discours télévisé depuis le Grand barrage de la Renaissance éthiopienne (Gerd), situé dans le nord-ouest du pays et présenté comme le plus grand d'Afrique. La hauteur de l'eau dans le réservoir atteint désormais 600 mètres, a-t-il précisé. Le réservoir contient désormais 22 milliards de m3 d'eau sur les 74 milliards de sa pleine capacité. "Le Nil est un cadeau que Dieu nous a offert pour que les Ethiopiens l'utilisent", et "ceux qui n'assument pas les responsabilités qui leur ont été confiées sont critiquables", a poursuivi M. Abiy, répondant implicitement aux critiques du Soudan et de l'Egypte. Il a toutefois promis que l'Ethiopie n'entendait pas s'accaparer les eaux du Nil et continuerait de veiller à ne pas nuire aux pays en aval. "Lois de la Nature" Soudan et Egypte ont plusieurs fois demandé à l'Ethiopie de cesser le remplissage du réservoir du Gerd, en attendant notamment que soit conclu un accord tripartite sur les modalités de fonctionnement du barrage. Tributaires du Nil, les deux pays affirment que ce mégabarrage, d'une puissance annoncée à terme de plus de 5.000 mégawatts (MW), va nuire à leur approvisionnement en eau. Fin juillet, l'Egypte avait protesté auprès du Conseil de sécurité de l'ONU contre l'intention annoncée de l'Ethiopie de poursuivre "unilatéralement" durant la saison des pluies en cours le remplissage du réservoir, entamé en juillet 2020, ce malgré l'absence d'accord entre les trois pays concernés sur le sujet. "Le Nil a été donné gratuitement à trois pays : l'Ethiopie, le Soudan et l'Egypte et ces trois pays ont bénéficié de l'opportunité d'utiliser gratuitement cette eau", a souligné M. Abiy, "si un quelconque pays pense qu'elle ne devrait pas être utilisée, il contrevient aux lois de la Nature". "Quand on a entrepris de construire un barrage sur le Nil, nous avons, dès le début, dit que nous ne voulions pas nous approprier le fleuve. Mais nous voulons jouir des bénéfices qui nous reviennent", a affirmé le Premier ministre éthiopien dans un tweet. "Nous espérons aussi que, tout comme l'Ethiopie, les autres bénéficiaires du Nil, le Soudan et l'Égypte, utiliseront le fleuve, chacun à leur manière (...) nous avons tenu notre parole que le projet ne causerait de tort à personne", a-t-il ajouté. "Menace existentielle" Lors d'une cérémonie jeudi, M. Abiy avait démarré la deuxième turbine (sur les 13 prévues) du barrage qui doit permettre, quand il fonctionnera à pleine capacité, de doubler la production électrique actuelle de l'Ethiopie. Pour l'heure, ces deux premières turbines ont une capacité de production totale de 750 MW. "Le projet dans son ensemble est désormais achevé à 83,3%", et ses travaux de génie civil "à 95%", a indiqué durant la cérémonie Kifle Horo, chef de projet du Gerd. L'objectif "des deux prochaines années et demie (...) est d'achever totalement le barrage, de procéder à chaque étape du remplissage et d'installer les turbines restantes" afin que le Gerd soit en mesure de produire à pleine capacité, a confirmé M. Kifle. Situé à une trentaine de kilomètres de la frontière soudanaise, sur le Nil-Bleu qui rejoint le Nil-Blanc à Khartoum pour former le Nil, le barrage est long de 1,8 kilomètre et haut de 145 mètres. Le coût du projet, lancé en 2011, est estimé à quatre milliards de dollars. En 2021, l'ONU a recommandé aux trois pays concernés de poursuivre leurs pourparlers entamés sous l'égide de l'Union africaine, et pour l'instant durablement dans l'impasse. L'Ethiopie estime que le barrage est essentiel à son développement, tandis que l'Egypte le considère comme une menace "existentielle" et que le Soudan a prévenu qu'il faisait peser de "grands risques" sur la vie de millions de personnes.

La première éolienne, sur un total de 114, a été mise en service tôt lundi matin, à quelque 27 kilomètres au large du comté d'Angus.La ferme, d'une capacité totale de 1.075 mégawatts (MW) et à même d'alimenter l'équivalent de 1,6 million de foyers, doit être pleinement opérationnelle au cours du premier semestre 2023, selon les deux partenaires.Le projet Seagreen, d'un coût de 4,3 milliards de dollars, sera le plus grand parc éolien offshore d'Écosse, où de nombreux projets sont en développement, et il sera le plus profond du monde sur fondation fixe, par 59 mètres de profondeur d'eau, selon leur communiqué."Une fois achevé, Seagreen contribuera de manière significative aux objectifs ambitieux de l'Écosse et du Royaume-Uni en matière d'énergie renouvelable", a commenté Paul Cooley, directeur de l'éolien en mer chez SSE Renewables."Voir cette turbine tourner en mer du Nord et démarrer la production d'électricité en toute sécurité est une réussite fantastique pour tous ceux liés au projet", qui a "déjà apporté des bénéfices à la communauté locale et à la chaîne d'approvisionnement britannique", a-t-il ajouté, cité dans le communiqué.Pour le français TotalEnergies, il s'agit du tout premier projet éolien marin à démarrer en Europe (son premier dans le monde à fonctionner est celui de Yulin à Taïwan).Le groupe était parvenu à un accord avec SSE Renewables en juin 2020 pour acquérir une participation de 51% dans le projet Seagreen."Nous sommes satisfaits de démarrer la production d'électricité sur le site de Seagreen, une première en mer du Nord britannique", a déclaré Vincent Stoquart, directeur Renewables de TotalEnergies. C'est "une nouvelle étape dans le développement des capacités d'éolien offshore de TotalEnergies", qui vise 35 gigawatts (GW) de capacité électrique renouvelable en 2025.

"Une procédure de mise en concurrence sera lancée en 2022 en vue de l'attribution du deuxième parc éolien en mer situé en zone 'Centre-Manche' d'une puissance pouvant aller jusqu'à environ 1,5 gigawatts", indique le JO qui publie cette décision en date du 9 août et signée par la ministre de la Transition énergétique, Agnès Pannier-Runacher.Dénommée "Centre-Manche 2", la zone concernée pour l'implantation de ce parc est d'une superficie de 270 km2, située en zone économique exclusive à quelques dizaines de km de la pointe nord-est du Cotentin.Le cahier des charges pour ce projet "prévoira notamment l'obligation pour le lauréat d'étudier les conditions de cohabitation avec la pêche au sein du parc éolien, pendant la phase d'exploitation, dans les limites permises par les exigences de la sécurité de la navigation maritime et de sécurité des biens et personnes", selon le JO.Les pêcheurs côtiers en Manche ont manifesté à plusieurs reprises ces dernières années leur opposition à ces centrales éoliennes en mer dont ils craignent en particulier les effets sur les poissons et crustacés et donc sur l'avenir économique de leurs entreprises."Le dialogue avec tous les acteurs intéressés par le projet, dont ceux de la pêche professionnelle, sera poursuivi dans les différentes instances existantes, en particulier au sein du Conseil maritime de façade Manche-Est-Mer du Nord, notamment au sujet des études environnementales et de la cohabitation des usages", selon la décision rapportée par le JO."Une instance de concertation et de suivi (...) sera installée lors de l'attribution du projet, associant notamment les élus, les associations, les professionnels et le grand public", spécifie le texte.Nettement plus proche des côtes, le premier projet éolien offshore Centre-Manche, situé à une dizaine de km au large de Courseulles-sur-Mer (Calvados), et dont la construction a débuté en février 2021, doit comprendre 64 éoliennes pour une puissance de 450 mégawatts. D'une superficie de 50 km2, il est censé entrer en service en 2024.En février dernier, Emmanuel Macron avait annoncé l'objectif de doter la France d'une cinquantaine de parcs éoliens en mer pour "viser 40 gigawatts en service en 2050".

Le géant espagnol, l'un des leaders mondiaux des énergies renouvelables, a engrangé 2,07 milliards d'euros de bénéfice net entre janvier et juin, contre 1,53 milliard au premier semestre 2021. Son chiffre d'affaires a pour sa part progressé de près de 30%, à 24,4 milliard d'euros.Ces chiffres sont supérieurs aux prévisions des analystes interrogés par le fournisseur d'informations financière Factset, qui tablaient sur 21,1 milliards de chiffre d'affaires et 1,99 milliard de profits.Selon Iberdrola, cette bonne dynamique s'explique par un effet favorable des taux de change lié à la dépréciation de l'euro, et par une forte croissance de ses résultats aux Etats-Unis, au Royaume-Uni et au Brésil, dans un contexte de flambée des prix de l'énergie.En Espagne, le groupe énergétique a en revanche vu son bénéfice reculer de 26% sur un an. Cela s'explique notamment selon Iberdrola par la flambée de ses coûts d'approvisionnement, qui n'a pas été répercutée à ses clients bénéficiant de tarifs fixes.Ces résultats surviennent alors que Madrid a annoncé la mise en place l'an prochain d'une taxe exceptionnelle sur les bénéfices des grandes entreprises énergétiques, qui permettra à l'Etat de récupérer deux milliards d'euros par an en 2023 et 2024.Cette mesure, destinée à compenser les mesures de soutien mises en place ces derniers mois face à l'envolée de l'inflation, a été critiquée par le patronat espagnol, qui a estimé qu'elle pourrait réduire les capacités d'investissement des groupes concernés.Sur l'ensemble du premier semestre, Iberdrola précise avoir investi 4,74 milliards d'euros, en grande majorité pour développer sa capacité de production d'énergie renouvelable. Le groupe précise attendre une "accélération" des investissements au cours du second semestre.Sur les 12 derniers mois, Iberdrola a installé 3.400 mégawatts (MW) d'énergie renouvelable dans le monde, dont 1.241 MW dans le secteur photovoltaïque, 996 MW dans l'éolien et 998 MW dans l'hydroélectrique.

Aux Pays-Bas, et en Europe en général, c'est le grand sujet pour l'industrie solaire, promise à un déploiement massif au vu des objectifs énergétiques et climatiques des Etats: où trouver l'espace pour s'implanter, et se faire accepter ?"On regarde partout", répond Maarten De Groot, du groupe GroenLeven, filiale de l'allemand BayWa, qui mise sur ces espaces où les installations peuvent faire "double usage".Ainsi Piet Albers accueille-t-il, en guise de serre, des toits en panneaux photovoltaïques, posés à trois mètres du sol au-dessus de ses précieuses framboises."Je voyais les étés s'allonger, et ces fruits de la forêt brûler sous les serres. Il fallait les protéger", raconte-t-il.L'agriculteur, qui produit, en monoculture, plus de 200 tonnes de framboises par an, n'engrange pas de loyer de la part de l'énergéticien, mais tire d'autres avantages depuis trois ans: des températures plus constantes, 25% d'arrosage en moins, une protection contre les grêlons, du plastique de serre économisé...Un large sourire fend son visage buriné, alors que 37°C s'annoncent cette semaine dans sa région : "Sous serre, j'aurais dû jeter 10 à 20% des fruits".BayWa en revanche a des surcoûts à assumer: panneaux non standard et moins productifs (semi-transparents pour filtrer la lumière), maintenance plus compliquée, énumère Maarten De Groot, pour qui "l'essor des projets à +double usage+ dépendra du soutien de l'Etat".Un projet "agrivoltaïque" peut induire une perte de 15-25% de revenu par rapport aux parcs solaires au sol. Ces derniers, moins chers et plus productifs, resteront de ce fait nécessaires, estime le secteur.A chaque projet, ses riverainsCependant toutes les solutions émergentes ne sont pas forcément très coûteuses, souligne BayWa. A 50 km de chez M. Albers, l'entreprise a installé un parc flottant sur un lac de carrière.Cette cavité de 30 m de fond, formée par des années d'extraction du sable et remise en eau, accueille désormais 17 hectares de panneaux solaires à perte de vue, sur la moitié de sa superficie."Les flotteurs sont une technologie éprouvée, pas du tout high tech", assemblés comme des pontons, montre Hugo Parant, chef de projets chez BayWa r.e. France. L'investissement est plus important qu'au sol, mais la construction rapide, la maintenance simple, et l'eau, en évitant toute surchauffe, accroît le rendement.Sur l'eau eux aussi, une douzaine de transformateurs envoient au poste à terre 20.000 volts par un énorme câble, à destination d'environ 10.000 foyers.Ici, l'énergéticien verse un loyer à la carrière, mais souvent il vend à l'industriel une électricité décarbonée et à prix stable.Ce parc d'Uivermeertjes est avec 29,8 mégawatts (MW) selon BayWa, le 2e plus grand parc flottant d'Europe. Le premier est aussi au Pays-Bas.L'idée ne fait pas que des heureux, comme William Peters, qui y pêche carpes et tanches. "Les poissons grossissent, mais est-ce que cela continuera ?", demande-t-il aux représentants de l'industriel, qui tentent de le rassurer : une étude sur un autre plan d'eau a montré un faible écart de températures."Nous sommes un petit pays. Dès que vous avez un projet, vous trouvez un riverain, il faut vraiment réfléchir au partage de l'espace", note Maarten De Groot.Dans le pays le plus densément peuplé d'Europe, le déploiement des énergies renouvelables a commencé avec l'éolien, dans le nord, moins habité. Il s'y trouve aujourd'hui limité par les capacités du réseau électrique, tandis que le sud est très urbanisé, et les toits déjà très équipés.Or le défi est là: les Pays-Bas, qui visent la neutralité carbone en 2050, tirent des renouvelables moins de 12% de leur consommation d'énergie finale.Mondialement, le constat est similaire: 2021 a vu un déploiement inédit des capacités solaires et éoliennes, mais il faudrait en installer chaque année quatre fois plus pour garder le réchauffement planétaire à 1,5°C, souligne l'Agence internationale de l'énergie.

Dans ce contexte, l'énergéticien E.ON et le fabricant de verre AGC renforcent leur partenariat par un projet commun de récupération de chaleur résiduelle et de production d'énergie verte dans l'usine de verre flotté d'AGC à Seingbouse, en France. Le projet sera développé, mis en œuvre, financé et exploité par E.ON. E.ON et AGC Glass Europe ont lancé leur partenariat en 2019 et ont déjà mis en œuvre des projets d'efficacité énergétique dans divers pays européens. En outre, la construction de futures centrales photovoltaïques d'une capacité allant jusqu'à 20 mégawatts (MW) est prévue en Hongrie et en République tchèque.« Waste Heat to Power » Récupération de chaleur fatale pour produire de l'électricité neutre en CO2 La chaleur fatale est la plus grande source d'énergie inutilisée au monde. Environ la moitié de la chaleur utilisée dans l'industrie est ainsi perdue. Le cœur du processus de fabrication du verre est le four à verre flotté qui fonctionne à des températures élevées, supérieures à 1000°C. Environ 30 % de la chaleur nécessaire au processus de production est finalement perdue dans les gaz de combustion et restait, jusqu'à présent, inutilisée. E.ON et AGC Glass Europe veulent remédier à cela. Sur le site de production d'AGC à Seingbouse, cette chaleur sera récupérée pour générer de l'électricité neutre en CO2 en mettant en œuvre une centrale innovante à cycle organique de Rankine (ORC) d'une capacité de 1,3 mégawatts (MW).Pour poursuivre la décarbonation du site, E.ON installe également une centrale photovoltaïque (PV) d'une capacité de 2,7 MW sur le site de l'usine. Elle produira de l'électricité renouvelable sur une surface totale de 27 000 m2.Un « Green PPA » sur site pour réduire la dépendance aux marchés de l’énergieEn combinant une centrale électrique ORC avec une centrale PV, E.ON fournira à AGC environ 10 gigawattheures (GWh) d'électricité décarbonée par an à partir de 2023. Cette électricité est entièrement produite et consommée sur le site d'AGC et couvre une grande partie des besoins en électricité du site. Sur cette base, environ 595 tonnes de CO2 sont évitées chaque année.Le projet est structuré sous la forme d'un contrat d’achat d’électricité (PPA : Power Purchase Agreement) long terme où E.ON produira et vendra de l'électricité à un prix fixe. Cela permettra au site d'AGC de se prémunir du risque de volatilité des marchés de l'énergie. De plus, le projet ne nécessite aucun investissement de la part d'AGC car il est financé par E.ON et soutenu par l'Etat français dans le cadre du plan « France Relance » mis en place par l'ADEME*.Marc Bartheld, directeur d'usine AGC Seingbouse : « Notre usine est l'une des plus grandes lignes de production d'AGC pour le secteur du bâtiment avec une production annuelle de 240 000 tonnes de verre flotté. Notre objectif est de réduire nos émissions de gaz à effet de serre de 30 % et notre consommation d'énergie de 20 % d'ici 2030. Pour y parvenir, nous travaillons constamment à l'amélioration des performances environnementales de nos sites de production. Le projet de Seingbouse ici en France est un parfait exemple de la manière dont E.ON peut nous aider non seulement à atteindre nos objectifs de durabilité, mais aussi à garantir la compétitivité du site sur le long terme."Guenther Schneider, président d'E.ON France : « Outre la décarbonation, la sécurité d'approvisionnement et l'indépendance vis-à-vis des prix volatils des matières premières deviennent, dans le contexte de marché actuel, de plus en plus cruciales pour nos clients industriels. Par conséquent, ces objectifs peuvent être atteints en combinant mesures d'efficacité énergétique avec la réutilisation de la chaleur perdue et production locale d'énergie verte. Grâce à sa présence internationale, E.ON peut aider AGC à mettre en œuvre cette stratégie de développement durable de manière efficace sur l'ensemble de ses sites européens."(*) Le projet ORC a été financé par le Gouvernement français dans le cadre du plan de Relance opéré par l’ADEME. Le programme « France Relance », porté par l'ADEME, contribue à accélérer la décarbonation de l'industrie française.

L'an dernier a vu un niveau record de construction de sites solaires dans l'Hexagone.A Gien, le parc de 75 ha d'une capacité de 55 mégawatts (MW) peut alimenter environ 40.000 personnes en électricité. Avec lui, le groupe pétro-gazier TotalEnergies, qui veut se diversifier, atteint désormais un total de 1 gigawatt (GW) de capacité solaire ou éolienne en France. Il vise 4 GW en 2025."Ca n'est qu'un début et TotalEnergies a bien l'intention d'être un acteur majeur de cette transformation" énergétique, a déclaré Stéphane Michel, directeur Gaz, renouvelables et électricité pour le groupe, en inaugurant les lieux vendredi sous un soleil de circonstance.Mais la France n'est à ce jour pas le pays le plus accueillant pour les renouvelables. A 13 GW de capacité, elle devrait rater son objectif pour 2023 (20 GW), et ce alors que le président Emmanuel Macron veut désormais pousser à 100 GW en 2050.Pour Stéphane Michel, en France, "le grand sujet c'est l'accès au foncier". Pour trouver des zones d'implantation, le groupe a signé une convention avec la fédération agricole FNSEA, et mène des projets pilotes dans l'agrivoltaïsme permettant de mêler productions agricole et d'énergie."Être informés"A Gien, c'est le propriétaire du terrain qui est venu voir l'énergéticien.Michel Beaumont ne savait que faire de cet espace agricole, selon lui peu fertile, dans lequel il avait investi pour tenter d'implanter un parc animalier.Le photovoltaïque, "c'est le plus beau projet qu'on pouvait faire, car on en a besoin," dit cet entrepreneur de travaux publics, qui a signé un bail de location de 20 ans, pour un montant non précisé.Le projet n'a pas fait l'objet de recours. Mais le processus a duré huit ans, entre instruction, études environnementales, fouilles archéologiques qui ont in fine réduit la surface, aménagement de mares et de haies...Pour impliquer les riverains, une part du projet (38 millions d'euros d'investissement au total), a aussi fait l'objet d'un financement participatif de 2,2 millions d'euros, souscrit par 200 habitants.Le maire (DVD) de Gien, Francis Cammal, se félicite d'un projet alliant "nature et technologie": "la triste actualité (en Ukraine) rend plus cruciale une nécessité évidente. Il faut accroître la part des énergies renouvelables et réussir ensemble la transition énergétique du pays".Il salue aussi les retombées fiscales -- plusieurs dizaines de milliers d'euros, dit-il à l'AFP -- et le "souci de concertation". "Il faut être informés, car nous nous interrogeons, par exemple, sur la durabilité des panneaux."En France, TotalEnergies affiche une certaine modestie dans ses ambitions solaires ou éoliennes."A Gien, on a trouvé un équilibre entre coût et acceptabilité. On n'est pas forcement convaincu que de plus grandes centrales puissent faire sens, si un projet doit prendre 15 ans et n'est pas garanti d'aboutir. Il n'y a pas de course à la taille pour la taille".La situation est différente aux Etats-Unis, en Inde, au Chili, en Espagne, ou au Qatar où "on met en production 800 MW au milieu du désert, et ce n'est pas un problème".Selon lui, la multinationale consacre aujourd'hui 25% de ses investissements annuels aux renouvelables et à l'électricité, en croissance organique ou en acquérant des entreprises.Le groupe commence aussi à internaliser certaines fonctions, de recherche-développement, calcul et modélisation, etc., dit encore le responsable du groupe.TotalEnergies réalise à ce jour environ 5% de ses ventes dans les renouvelables et l'électricité (y compris d'origine gazière), le reste provenant de ses activités traditionnelles.

Le résultat net du géant espagnol, l'un des leaders mondiaux des énergies renouvelables, a atteint 3,88 milliards d'euros, soit une hausse de 8% par rapport à 2020 (3,61 milliards).Ce chiffre, supérieur à l'objectif que s'était fixé le groupe (entre 3,7 et 3,8 milliards), dépasse également les prévisions des analystes interrogés par Factset, qui tablaient en moyenne sur 3,73 milliards de bénéfice.Le résultat brut d'exploitation (Ebitda) d'Iberdrola a atteint pour sa part 12 milliards d'euros, soit une hausse de 20% sur un an, précise le groupe dans un communiqué.Iberdrola explique avoir profité du "bon comportement" de ses activités aux Etats-Unis et au Brésil, grâce à la hausse de sa "capacité installée", notamment en matière d'énergie renouvelable.Cela a permis de compenser la baisse de ses marges sur deux de ses principaux marchés, l'Espagne et le Royaume-Uni, affectés par la flambée des prix de l'énergie."L'accélération des investissements" a permis à Iberdrola d'atteindre un rythme de croissance "supérieur à ce qui était prévu", s'est félicité dans un communiqué le président du géant espagnol, Ignacio Galán.Iberdrola précise avoir investi 9,9 milliards d'euros l'an dernier, en grande majorité pour développer sa capacité de production d'énergie renouvelable.Sur les 12 derniers mois, 3.500 mégawatts (MW) d'énergie renouvelable ont été installés, dont 1.181 MW dans le secteur photovoltaïque, 1.141 MW dans l'éolien terrestre et 998 MW dans l'hydroélectrique.Au vu de ces investissements, Iberdrola précise viser un bénéfice compris entre 4 et 4,2 milliards cette année. Le groupe espagnol va par ailleurs augmenter de 5% la rémunération de ses actionnaires cette année.

L'ambition consiste en une inversion des proportions dans le mix énergétique du territoire : la part des énergies renouvelables, versus celle des sources carbonées, doit passer respectivement de 20/80% aujourd'hui à 70/30% à l'horizon 2030, selon l'accord.Cet accord-cadre pour une "évolution du paradigme énergétique de la métallurgie du nickel: décarbonation" constitue une avancée "historique", a indiqué Christopher Gygès, membre de l'exécutif calédonien chargé notamment de la transition énergétique, lors d'une conférence de presse.L'accord-cadre prévoit d'intégrer à terme la troisième usine de traitement du minerai de nickel implantée dans le Nord de la Nouvelle-Calédonie, Koniambo Nickel (KNS), quand la société le souhaitera. Des discussions sont en cours.Cette conversion du modèle énergétique dans cet archipel du Pacifique Sud est devenue primordiale pour "la restauration de la compétitivité de l'activité métallurgique" d'après le document, mais aussi au regard du changement climatique.La trajectoire repose sur trois piliers: la mise en production d'énergies renouvelables d'origine photovoltaïque à hauteur de 100 mégawatts-crête (puissance maximale) par an, "soit cinq fois plus que la moyenne annuelle calculée depuis 2016", la création de moyens de stockage tels qu'une station de transfert d'énergie par pompage (Step), et des batteries à grande capacité, ainsi que l'installation d'unités de production d'électricité à base de moteurs au gaz afin de stabiliser le réseau.La société centenaire SLN, filiale d'Eramet, ne produira plus la majorité de son énergie sur son site. Et l'électricité issue du barrage de Yaté, jusqu'alors très largement orientée vers le métallurgiste, rejoindra le réseau.Des analyses techniques doivent désormais s'enchaîner, avec notamment l'intervention de la Commission de régulation de l'énergie (CRE). Des financements restent également à préciser.