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Devant sa facture d'électricité qui flambe, la trentenaire dit vouloir "louer une parcelle" pour y installer des panneaux solaires.Sur l'île méditerranéenne, en un an, le nombre de panneaux installés par des particuliers a augmenté de 16%, selon l'Autorité chypriote de l'électricité (EAC).Pourtant, Chypre peine à augmenter sa part d'énergie solaire et éolienne. En 2019, elle stagnait à 13,8%, en dessous de la moyenne européenne (19,7%), selon les derniers chiffres de l'office européen des statistiques Eurostat.Chypre espère voir sa part d'énergies renouvelables atteindre les 23% d'ici 2030, selon son plan d'action national.Le problème, selon Markos Asprou, spécialiste de l'électricité au centre de recherche chypriote Kios, c'est que la production d'énergie renouvelable est "difficile à prévoir"."Le jour, nous avons de l'énergie d'origine photovoltaïque. La nuit, nous tombons à zéro", explique Giorgos Moniatis, le codirecteur de la principale centrale de production d'électricité de l'île, Vassilikos.Pour pallier l'absence d'énergie renouvelable, "le réseau doit être flexible, ce qui n'est pas le cas à Chypre" en raison de son isolement, indique M. Asprou.IsolementEn cas de carence, l'île ne peut compter sur le réseau d'aucun pays voisin. Située à plus de 800 km des premières côtes européennes - celles de la Grèce -, elle n'est reliée à aucun autre système électrique.D'où, selon M. Asprou, la lenteur du développement de l'énergie renouvelable par rapport à d'autres pays de l'Union européenne (UE).Pour l'accélérer, il faudrait une solution pour garantir la fourniture d'énergie pendant les creux de production comme "le stockage ou l'interconnexion avec d'autres pays, etc", explique-t-il.Mais si les technologies pour stocker de l'électricité d'origine renouvelable existent, il est pour l'instant difficile et coûteux de les mettre en place à grande échelle, selon des experts du secteur.Dans la salle de contrôle de Vassilikos, M. Moniatis montre une colonne vide sur un écran: sur l'ensemble de l'île, pas un souffle de vent. Les pales des éoliennes restent immobiles.Vassilikos, qui couvre 61,5% des besoins électricité de l'île, brûle du fioul lourd et du gasoil, des énergies fossiles qui placent Chypre parmi les pays les plus pollueurs de l'UE."Que fait-on s'il n'y a pas de vent?", demande M. Moniatis. "C'est très difficile. Nous ne pouvons compter que sur nous-mêmes."Pour briser son isolement, Chypre multiplie les accords et projets, comme le très coûteux EuroAsia interconnector, cofinancé par l'UE, qui vise à relier les réseaux électriques de Chypre à ceux d'Israël et de Grèce.Le 19 octobre, Chypre, la Grèce et l'Egypte ont aussi signé un accord de transfert d'énergie électrique en vue de l'interconnexion des trois pays.Pics de consommationLa République de Chypre fait aussi face à un facteur démographique particulier qui entraîne des pics de consommation: ses 800.000 habitants accueillent environ quatre millions de touristes par an, notamment l'été, hors pandémie de Covid-19.Les besoins de l'île sont ainsi passés cette année de 300 mégawatts (mw) au printemps à 1.200 mw cet été, souligne M. Moniatis.Pendant les nuits estivales étouffantes, "tout le monde veut dormir avec l'air conditionné, mais la nuit il n'y a pas d'énergie solaire donc on doit compter sur les turbines" de la centrale, rappelle le codirecteur.Pour les consommateurs, "le coût de l'électricité ne cesse d'augmenter, ça plombe notre budget", déplore Georgia Mouskou.Le prix du kilowattheure (kwh) est passé de 16,97 centimes d'euros fin 2020, à 21,78 centimes d'euros en août 2021, soit plus de 28% d'augmentation, selon des chiffres de l'EAC.Mais selon Mme Mouskou, la transformation de son logement pour recourir à l'énergie verte coûterait une fortune."Même avec des aides de l'Etat, c'est irréalisable pour nous", regrette-t-elle.Une autre solution pourrait être de repenser son mode de vie. A Chirokitia, à six kilomètres seulement de Vassilikos, deux panneaux solaire suffisent aux besoins de Melissa Ahearn et son compagnon."Quatre ampoules, un chargeur de téléphone et la batterie de l'ordinateur, c'est tout ce qu'il nous faut!", assure celle qui a longtemps travaillé sur les marchés boursiers.

Pour lutter contre le réchauffement climatique et répondre à ses besoins, la France doit accroître fortement sa production électrique décarbonée d'ici 2050, ce qui implique, nucléaire ou pas, un déploiement massif des énergies renouvelables, soulignent tous les scénarios récents.Le pays, très en retard dans l'éolien en mer, compte à ce stade sept parcs "posés" dans les tuyaux, dont quatre en construction. Le premier doit démarrer en mai pour mise en service complète fin 2022, face à Saint-Nazaire.Dans le flottant, technologie non mature et donc plus chère, un premier appel d'offres commercial a été lancé mi-2021 par l'Etat, pour un parc au large de Belle-Ile-en-Mer et Groix : 250 mégawatts (MW), avant un autre de 500. En grandes profondeursA partir de 60 mètres de fond, au moins pour des raisons économiques, il faut passer au flottant. Cela permet de s'installer à plus grande distance des côtes, à moindre impact visuel, et en zones plus ventées, ce qui améliore la capacité de production.En Méditerranée, cette technique s'impose car le plancher marin descend vite.Chaque éolienne est fixée sur un flotteur maintenu par des lignes d'ancrage reliées au fond, plus ou moins tendues. La stabilité est garantie par la taille du flotteur ou par un centre de gravité très bas, expliquent les industriels.Les flotteurs des fermes pilotes vont jusqu'à 100 m de long. Ils dépendront aussi de la taille des éoliennes choisies.Car plus le diamètre de l'éolienne est grand, plus elle produit d'électricité : par exemple, un parc de 250 MW nécessite 42 éoliennes de 6 MW, mais 17 suffisent avec des modèles de 15 MW.Boom attenduAu niveau mondial, 80% du potentiel de l'éolien en mer repose sur des technologies flottantes, selon l'Agence internationale de l'énergie. En France, l'Ademe a évalué le potentiel à 16 gigawatts (GW) accessibles pour l'éolien posé et 33 GW pour le flottant.L'Europe fait figure de pionnière. Un premier parc commercial, "Hywind", a été inauguré en Ecosse en 2017, pour plus de 30 MW. Au Portugal, WindFloat Atlantic a été mis en service mi-2020: les trois plus grandes turbines au monde sur flotteur, pour 25 MW au total.Des parcs commerciaux bien plus grands s'annoncent: au large de la Corée du Sud, en face des Canaries, de l'Ecosse, dans la baie de Rosas (nord de la Catalogne)... Un autre, 7SeasMed, porté par des développeurs danois, est évoqué entre Sicile et Tunisie, où les fonds atteignent 300 m.En Méditerranée française, on attend dans l'immédiat des fermes pilotes, avec 3 éoliennes à chaque fois. C'est le projet EolMed, 30 MW à 18 km de Gruissan (Aude), attendu cette année. En 2023, ce sera les éoliennes du golfe du Lion, au large de Leucate, et Provence Grand Large face à Port Saint-Louis du Rhône.Questions environnementalesObjectif de ces sites pilotes : tester flotteurs et impacts. Mais l'Autorité environnementale, sollicitée sur Provence Grand Large, avait rendu un avis prudent : quel impact sur la biodiversité ? Ces pilotes suffiront-ils à répondre ?De nombreux participants au débat public sur l'installation d'éoliennes flottantes en Méditerranée, mer particulièrement fragile, ont pour leur part demandé un report, le temps d'étudier les effets sur l'environnement.Lundi le gouvernement a maintenu son calendrier. Tout en promettant de revoir la localisation au large de Fos en fonction d'études environnementales en cours, notamment sur les oiseaux migrateurs.Avantage industrielLa France compte plusieurs "flottoristes", comme Ideol à La Ciotat ou Eolink en Bretagne. C'était en 2020 plus de 600 emplois (5.000 pour les énergies marines dans leur ensemble), selon l'Observatoire des énergies de la mer.Les énergéticiens y voient aussi un débouché. Comme TotalEnergies qui, pour le projet pilote EolMed, a fait appel à une trentaine d'ingénieurs pétroliers experts des plateformes offshore.Lundi, le gouvernement a lancé deux appels à manifestation d'intérêt pour le développement de la filière industrielle et d'infrastructures portuaires dédiées. Objectif : "que la France devienne une nation clef" dans ce secteur, dit Matignon.Dans le cadre de France 2030, quelque 300 millions d'euros lui auront été consacrés, ajoute-t-on.EnvironnementLe développement de l’éolien ne pourra se faire que dans le plus grand respect de l’environnement. A cet effet, la création de l’Observatoire national de l’éolien en mer, annoncé par le Premier ministre en août dernier et doté de 50 millions d’euros sur trois ans, a vocation à nourrir les démarches de planification du développement à venir de l’éolien en mer et répondre aux préoccupations des acteurs, notamment en ce qui concerne les impacts sur la biodiversité marine et sur la ressource halieutique. Ses objectifs sont doubles : valoriser les connaissances existantes et lancer de nouveaux programmes d’acquisition de connaissances afin de garantir la bonne prise en compte des enjeux de biodiversité dans le déploiement de l’éolien en mer.Les travaux pour mettre en place l’Observatoire ont débuté dès l’automne 2021 et ont associé les conseils scientifiques des comités de façade. Le travail réalisé a permis d’établir un premier programme d’études pour l’Observatoire et des premières études seront menées dès 2022. Le Premier ministre a notamment annoncé le lancement d’un programme de grande ampleur sur les migrations de l’avifaune et des chiroptères sur l’arc Atlantique. Il est également prévu que l’Ifremer lance un travail de cartographie des frayères en Méditerranée.Afin de se prononcer sur l’intérêt et la qualité scientifique des études, un conseil scientifique national va être mis en place. Ce conseil sera épaulé dans son action par un comité des parties prenantes regroupant des représentants des principales ONG environnementales, de la pêche, des industriels, des énergéticiens, des élus littoraux, des associations de riverains, des services de l’Etat, etc.La filière s’engage : sur la base des premiers projets attribués, depuis 2011, une filière de l’éolien en mer s’est structurée en France, comptant déjà des implantations industrielles de premier plan et plus de 5 000 emplois à la fin de l’année 2020.Afin de favoriser la création d’emplois dans l’éolien en mer en France, il est nécessaire que soit donnée de la visibilité sur les volumes qui seront attribués dans les années à venir. Cette visibilité doit permettre aux industriels d’investir massivement en France en offrant des perspectives fortes de débouchés.L’Etat et la filière de l’éolien en mer en France s’engagent donc collectivement pour un développement massif de l’éolien en mer et de l’industrie afférente par la signature d’un Pacte éolien en mer.Dans ce pacte, l’Etat confirme son engagement pour un déploiement ambitieux de l’éolien en mer au large des côtes françaises avec un objectif d’attribution d’environ 2GW/an dès 2025 et 40 GW installés en 2050. La filière s’engage quant à elle à quadrupler le nombre d’emplois directs et indirects liés à l’éolien en mer d’ici 2035, à engager plus de 40 milliards d’euros d’investissement au cours des 15 prochaines années et à atteindre un contenu local à hauteur de 50 % sur les projets.

Le géant espagnol, l'un des leaders mondiaux des énergies renouvelables, a engrangé 1,06 milliard d'euros de bénéfice entre janvier et mars, soit une hausse de 3% par rapport au premier trimestre 2021 (1,02 milliard).Ce chiffre est légèrement supérieur aux prévisions des analystes interrogés par le fournisseur d'informations financière Factset, qui tablaient en moyenne sur 1,04 milliard d'euros de profits.Il s'explique notamment par des bons résultats aux États-Unis et au Brésil, où l'activité a été stimulée par d'importants investissements, souligne Iberdrola dans un communiqué.Le groupe espagnol a vu en revanche son bénéfice reculer de 29% sur un an en Espagne, à 337 millions d'euros - soit moins d'un tiers de son résultat mondial.Cela s'explique par la flambée de "son coût d'approvisionnement", qui n'a pas été "répercuté aux clients" bénéficiant de tarifs fixes, assure l'entreprise dans son communiqué.A la bourse de Madrid, le cours d'Iberdrola était en légère baisse (-1,04%) à 07H50 GMT, dans un marché lui aussi en recul (-0,94%). Les prix de l'énergie ont connu une envolée ces derniers mois en raison de tensions sur les marchés liées au redémarrage de l'activité après des mois de pandémie, et à l'invasion de l'Ukraine par la Russie."La crise actuelle sur le marché énergétique démontre la nécessité d'accélérer la transition énergétique pour atteindre l'autonomie énergétique en Europe", souligne le président d'Iberdrola, Ignacio Galán.Cela doit passer par "des solutions inscrites dans un cadre européen" et par "un dialogue continu entre les agents et les administrations", ajoute M. Galan, cité dans le communiqué.Iberdrola précise avoir investi 2,1 milliards d'euros au premier trimestre, et 9,6 milliards d'euros sur les 12 derniers mois, en grande majorité pour développer sa capacité de production d'énergie renouvelable.Ces investissements ont concerné en premier lieu les États-Unis (32%), l'Espagne (20%), le Brésil (18%) et le Royaume-Uni (15%), avec des montants importants injectés dans l'éolien en mer, précise le groupe.Sur les 12 derniers mois, 3.500 mégawatts (MW) d'énergie renouvelable ont ainsi été installés, dont 1.218 MW dans le secteur photovoltaïque, 1.136 MW dans l'éolien terrestre et 998 MW dans l'hydroélectrique.Iberdrola, qui dispose désormais d'un portefeuille de 90.000 mégwatts, indique confirmer au vu de ses investissements ses objectifs pour 2022, avec un bénéfice compris entre 4 et 4,2 milliards d'euros.

"Ici, on est sur un terrain propice", assure Joaquin García Latorre, directeur de projet chez Enel Green Power España, en désignant les gigantesques mâts dressés sur les hauteurs de Villar de los Navarros, village d'une centaine d'âmes de la région de Saragosse (nord-est).Le groupe hispano-italien a choisi ce site bien exposé au vent pour implanter l'une des plus grandes fermes éoliennes du pays : le parc Tico Wind, regroupant 43 turbines d'une puissance globale de 180 mégawatts-heure (Mwh)."Ce parc est entré en phase de production en novembre" et sera pleinement opérationnel "d'ici un mois", explique Joaquin García Latorre, alors que des ouvriers s'affairent autour de ces immenses machines, culminant à plus de cent mètres de hauteur."Il y a ici entre 2.500 et 3.000 heures de vent par an. Cela signifie que nous pourrons produire près de 471 gigawatts-heure (GWh) annuellement", soit "l'équivalent de la consommation de 148.000 foyers", ajoute le responsable d'Enel.De la Galice au Pays basque en passant par l'Andalousie, les projets de ce type se multiplient depuis plusieurs années en Espagne, deuxième pays d'Europe derrière l'Allemagne et cinquième pays au monde en matière de puissance éolienne installée.Selon le gestionnaire du réseau électrique espagnol, l'éolien est devenu la première source d'électricité dans le pays l'an dernier avec 23% contre 21% pour le nucléaire et 17% pour le gaz."L'éolien bénéficie d'une situation favorable", même s'il existe encore "des freins" à son développement, très dépendant des enchères organisées par le gouvernement, juge Francisco Valverde Sanchez, spécialiste du secteur au cabinet Menta Energia.Après un boom au début des années 2000 grâce à l'octroi d'aides publiques, la filière avait subi un brusque coup d'arrêt en 2013, suite à l'arrêt des subventions en pleine crise économique.Depuis, elle est repartie de l'avant : la puissance installée de l'Espagne,qui accueille au total 1.265 parcs éoliens, est ainsi passée de 23,4 gigawatts en 2018 à 28,1 gigawatts en 2021, selon l'Association espagnole des entreprises éoliennes (AEE)."Grenier énergétique"Nombreuses zones peu peuplées, cadre juridique porteur, tissu industriel de pointe... "L'Espagne est actuellement l'un des marchés les plus intéressants pour les investisseurs", souligne Juan Virgilio Márquez, directeur général de l'AEE.Troisième exportateur mondial d'aérogénérateurs, le pays accueille plusieurs poids lourds des renouvelables, à l'image d'Iberdrola ou de Naturgy. "Cela explique le dynamisme du secteur" et "l'appétit" qu'il suscite, insiste M. Márquez.Un appétit qui va au-delà des seuls acteurs de l'énergie : en novembre, le multimilliardaire espagnol Amancio Ortega, fondateur de Zara, a ainsi injecté 245 millions d'euros dans un parc du nord-est du pays.Cette dynamique va-t-elle se poursuivre? En 2020, Madrid s'est engagé à porter d'ici 2030 la part du renouvelable (éolien, solaire...) dans l'électricité à 74% contre 47% actuellement. Ce qui induit la mise en service de 22 gigawatts en huit ans.Pour atteindre cet objectif, le gouvernement compte sur l'essor de l'éolien offshore, à ce stade balbutiant, mais pour lequel l'Espagne dispose d'un fort potentiel, avec ses milliers de kilomètres de côtes."Il s'agit d'un objectif ambitieux" qui implique "d'accélérer encore le déploiement" du secteur, relève Francisco Valverde Sanchez. Ce qui ne pourra se faire, selon lui, qu'à condition d'alléger "la bureaucratie", qui retarde nombre de dossiers.Selon l'AEE, près de 600 projets sont actuellement en cours d'examen par les services de l'Etat. Dans le cadre de son plan de réponse économique à la guerre en Ukraine, Madrid s'est engagé à accélérer la procédure pour les projets inférieurs à 75 MW.L'Espagne "dispose des ressources suffisantes pour devenir le premier pays européen pour la production et l'exportation d'énergies renouvelables", indispensables pour "l'indépendance énergétique" de l'UE, a insisté mercredi le Premier ministre socialiste Pedro Sanchez.Un message relayé par l'ensemble de la filière depuis l'invasion russe de l'Ukraine. "L'Espagne dispose d'un grand potentiel éolien (...) Elle pourrait devenir le grenier énergétique de l'Europe", résume Juan Virgilio Márquez.

Hydroélectricité, éolien, solaire, bioénergies... La puissance du parc électrique renouvelable s'élevait fin 2021 à 59.781 megawatts (MW), indique le Panorama de l'électricité renouvelable, élaboré par le Syndicat des énergies renouvelables, RTE, Enedis et l'Agence ORE (Opérateurs de Réseaux d'Energie).Le pays a gagné l'an dernier près de 4 gigawatts supplémentaires. La puissance du parc solaire s'élève à 13.067 MW. En 2021, il a gagné 2.687 MW, un niveau trois fois supérieur à celui de 2020 et un boom particulièrement marqué au dernier trimestre. Il faudra faire encore mieux ces deux prochaines années, si le pays veut tenir son objectif fixé dans la loi (20.100 MW à fin 2023).Dans l'éolien, 1.202 MW ont été raccordés, tout en terrestre puisque la mise en service du premier parc offshore est attendue en avril 2022, au large de Saint-Nazaire. C'est un léger rebond par rapport au point bas de 2020, mais loin de la feuille de route énergétique de la France, qui vise 24.100 MW fin 2023 (18.783 MW aujourd'hui).Les énergies renouvelables ont l'an dernier couvert à hauteur de 25% la consommation électrique de la France métropolitaine.Cette baisse de deux points par rapport à l'année précédente tient à une production renouvelable en légère baisse (117,5 TWh contre 121,2 TWh en 2020) et une consommation électrique plus importante qu'en 2020, année affectée par les confinements dus au Covid-19.Le parc hydroélectrique est stable avec une puissance installée de 25.718 MW, même niveau qu'en 2020 malgré des mises en service destinées à compenser la fin de vie de certaines installations.La filière bioénergies électriques atteint pour sa part une puissance de 2.213 MW, avec 63 MW de nouvelles capacités. La Loi Énergie-Climat fixe un objectif de 40% d'énergies renouvelables dans le bouquet de production électrique en 2030.

RENOUVELABLES. Avec 750 mégawatts de nouveaux raccordements au réseau entre octobre et décembre 2021, la filière solaire a vu son volume de branchements nettement rebondir par rapport à l'été dernier, ce qui lui a permis d'achever un exercice très dynamique avec 2,57 gigawatts raccordés.

Le partenaire sera chargé de la conception, de l'investissement, de la réalisation, de l'exploitation et de la maintenance des installations photovoltaïques qui doivent d'abord être installées d'ici 2024 sur les parkings de 156 gares, a précisé le gestionnaire des gares françaises dans un communiqué.Cette première phase concernant 190.000 m2 aurait une capacité de 25 à 30 mégawatts-crête (MWc, unité mesurant la puissance maximale), l'électricité produite étant destinée à être revendue au réseau public de distribution, selon SNCF Gares & Connexions.L'objectif est d'installer 1,1 million de mètres carrés de panneaux solaires sur le patrimoine foncier des gares d'ici 2030, avec une capacité de 150 à 200 Mwc.A cette échéance, SNCF Gares & Connexions veut avoir réduit de moitié ses émissions de gaz à effet de serre par rapport à 2019, et avoir une consommation d'électricité inférieure ou égale à la production d'énergies renouvelables sur son foncier.

ANALYSE. Avec environ 4 gigawatts de capacités renouvelables supplémentaires raccordées en 2021, la puissance totale du parc électrique ENR s'élevait en décembre à 59.800 mégawatts, soit un plus haut historique. Le solaire photovoltaïque représente à lui seul 2.700 MW des nouvelles installations branchées au réseau national l'année dernière.

L'an dernier s'affiche à première vue "comme une très bonne année mais ce résultat est en trompe l'oeil car essentiellement porté par la filière photovoltaïque", note l'observatoire Obser'ER avec l'Ademe et la Fédération des collectivités concédantes et régies (FNCCR) dans leur 12e Baromètre.Le solaire photovoltaïque a représenté plus de la moitié des nouvelles capacités raccordées, pour atteindre plus de 13,2 GW aujourd'hui disponibles.Cette filière, dont l'objectif inscrit dans la loi est de 20,1 GW à fin 2023, dépasse pour la première fois en France les 2 GW de puissance unitaire supplémentaire raccordée en un an. "Mais pour l'avenir, les acteurs restent prudents", relève le bilan.L'éolien en revanche n'a gagné que 1 GW, un chiffre deux fois inférieur à ce qu'exigent les objectifs de la feuille de route énergétique de la France votée en 2020.Le pays, qui a manqué en 2020 son objectif de consommation de 27% d'électricité renouvelable, n'y arrive donc pas non plus en 2021, souligne le bilan.Dans l'éolien terrestre, les capacités totales installées s'élevaient à fin septembre à 18.544 megawatts (plus de 18,5 GW). Le secteur, qui déplore notamment la lenteur de délivrance des autorisations, s'écarte ainsi de la trajectoire nécessaire quand son objectif est de 24,1 GW fin 2023 et de 33,2-34,7 GW fin 2028.En offshore, le premier parc marin du pays doit démarrer au printemps 2022 (au large de Saint-Nazaire), une filière qui accuse plus de dix ans de retard sous l'effet notamment des recours.Tous les scénarios énergétiques, publiés par le gestionnaire du réseau à haute tension RTE comme par l'Ademe, soulignent la nécessité d'un déploiement massif des renouvelables, si le pays veut atteindre en 2050 son objectif de neutralité carbone face au réchauffement climatique.

La société grecque fait partie de Solar Konzept International, contrôlé par Aquila Capital, une société d'investissement durable allemande, indique ENI dans un communiqué, sans préciser le montant de la transaction.SKGR possède une plateforme pour le développement de centrales photovoltaïques en Grèce et compte une réserve de projets d'environ 800 mégawatts, "qui servira de base à la poursuite du développement du portefeuille d'énergies renouvelables" d'ENI dans ce pays.La filiale gaz et électricité d'ENI est présente sur le marché grec de l'énergie depuis 2000 et compte environ 500.000 clients.Le groupe italien avait annoncé en avril la fusion entre ses branches ventes de gaz et électricité au détail et énergies renouvelables. Il souhaite introduire en Bourse cette année jusqu'à 30% du capital de cette nouvelle société, qui s'appellera prochainement Plenitude.L'objectif de cette entité sera de développer une capacité de production d'énergie renouvelable de plus de 6 gigawatts d'ici à 2025 et de plus de 15 gigawatts d'ici à 2030.

Le producteur de nickel Prony Resources, en Nouvelle-Calédonie, a signé un contrat avec TotalEnergies pour la construction d'une centrale PV d'une puissance totale de 160 mégawatts

RENOUVELABLES. La Commission européenne a approuvé un financement public de l'État français pour un projet de parc éolien offshore au large des côtes normandes. Le futur site pourrait développer une puissance comprise entre 1.000 et 1.050 mégawatts, pour une production annuelle estimée à 4,5 térawatts-heure.

Rubis va racheter 80% du capital de Photosol pour 376 millions d'euros auprès des fondateurs et dirigeants de la société qui conserveront une part minoritaire, indique un communiqué de Rubis.A la suite de cette opération, qui devrait être finalisée au cours du premier trimestre 2022, Rubis créera une nouvelle division intitulée "Rubis Renouvelables". Elle devrait atteindre plus d'un gigawatt (GW) de capacité installée en 2025 et plus de 2,5 GW d'ici 2030.Photosol, qui possède 313 mégawatts (MW) de capacité opérationnelle et 101 MW en construction, contribuera à hauteur de 25 millions d'euros à l'excédent brut d'exploitation de Rubis en 2022.Grâce à cette acquisition, "Rubis franchit une étape stratégique vers la transition dans les énergies renouvelables", a commenté Jacques Riou, dirigeant du groupe, cité dans le communiqué."Le savoir-faire de Rubis combiné avec l'expertise des équipes de Photosol nous permettra de développer de nouveaux projets et de devenir un leader en France dans les centrales solaires installées au sol ou en toiture", a ajouté Clarisse Gobin-Swiecznik, directrice générale déléguée de Rubis.Rubis a entamé sa diversification vers des énergies plus propres en juin 2021, en prenant une participation dans Hydrogène de France, société spécialisée dans les infrastructures de production d'électricité à partir d'hydrogène issu d'énergies renouvelables.

ÉLECTRICITÉ. Avec pas moins de 58.700 mégawatts de puissance totale, le parc électrique d'origine renouvelable a dépassé à fin septembre 2021 le précédent record de raccordements datant de 2017. Comme d'habitude, les filières solaire et éolienne tirent le volume de branchements, avec de très bons chiffres du côté des centrales photovoltaïques.

Selon l'agence officielle syrienne Sana, "le ministère de l'Electricité a signé un accord de coopération avec un consortium de compagnies émiraties pour la construction d'une centrale photovoltaïque d'une puissance de 300 mégawatts".Cette centrale sera construite dans la région de Wedyan al-Rabih, près de la centrale électrique Techrine dans les environs de Damas.L'accord avait été approuvé par le gouvernement syrien le mois dernier et le ministre syrien de l'Economie et du Commerce extérieur Mohammad Samer al-Khalil avait estimé qu'il donnait le coup d'envoi d'investissements futurs.La Syrie mise sur les Emirats, riche pays pétrolier du Golfe, pour sortir de son isolement après 11 ans de guerre qui ont dévasté son économie, dont le secteur de l'énergie.Les rationnements de courant peuvent atteindre près de 20 heures par jour dans certaines zones tenues par le régime, en raison du manque de fioul et de gaz pour faire fonctionner ses centrales.Mardi, le chef de la diplomatie émiratie, Abdallah ben Zayed al-Nahyane, avait rencontré le président Bachar al-Assad, lors de la première visite à Damas d'un haut responsable émirati depuis le début de la guerre en 2011, un déplacement critiqué par les Etats-Unis.Les Emirats, comme les cinq autres monarchies arabes du Golfe, avaient rompu en février 2012 leurs relations diplomatiques avec la Syrie au moment où la répression sanglante de manifestations prodémocratie se transformait en guerre complexe et dévastatrice.Abou Dhabi a rouvert en décembre 2018 son ambassade à Damas, mais les relations étaient restées froides.

RENOUVELABLES. Malgré une légère baisse du volume de raccordements de centrales solaires par rapport au 2e trimestre 2021, la période de juillet à septembre a enregistré 632 mégawatts de nouvelles capacités, selon les chiffres de la profession. La "file d'attente" de projets reste très élevée, avec plus de 9 gigawatts en stock. Dans le reste du monde, c'est la Chine qui domine largement le podium des capacités installées.

LCL apporte sa caution à ces entreprises clientes. Celles-ci pourront ainsi s'approvisionner sur le long terme, pour une partie de leurs besoins, avec des volumes et un prix compétitif (non précisé) garantis.Elles profiteront de 100% de la production de cette nouvelle centrale de 56 mégawatts (équivalent à la consommation de 35.800 personnes), développée et exploitée par Voltalia, dont le chantier devrait aboutir au second semestre 2023.Outre LCL elle-même, le groupement rassemble par exemple Air France, Bonduelle, Paprec, Daco Bello (fruits secs) ou Fournier (meubles de cuisine et salle de bains).L'achat direct d'électricité renouvelable par des entreprises à des producteurs d'énergie (via des contrats connus sous le nom de PPA, pour "corporate power purchase agreement") se développe depuis quelques années en France mais seules les très grandes entreprises pouvaient généralement se le permettre.Le schéma multi-acheteurs, en mutualisant les besoins, entraîne des économies d'échelle et offre des prix compétitifs, sans soutien des pouvoirs publics.Ce premier accord du genre en Europe "permet de donner un accès à ce marché à des entreprises de taille intermédiaire, ou qui ont de moins gros besoins en électricité", a expliqué à l'AFP Sébastien Clerc, directeur général de Voltalia.Elles se trouvent ainsi "protégées de la volatilité des marchés" de l'électricité, tout en participant à la décarbonation de l'énergie, a-t-il ajouté : "en signant un PPA, elles rendent possible la création d'une centrale solaire, elles ont donc un effet direct sur le climat".

RENOUVELABLES. Plus de 2.000 mégawatts de centrales solaires ont été raccordés entre janvier et septembre 2021, contre environ 760 sur la même période un an plus tôt. La puissance du parc photovoltaïque français atteint ainsi 13,2 gigawatts, pour une production électrique de 12,5 térawatts-heure.

Ces 25 projets (12 fermes d'éoliennes et 13 centrales photovoltaïques) confiés au secteur privé porteront les capacités de production d'électricité du pays à 2.583 mégawatts (MW), soit 4,5% de plus qu'actuellement, a indiqué le ministre de l'Energie, Gwede Manthashe.Les premiers de ces projets ne verront le jour qu'en avril 2024 au plus tôt.L'Afrique du Sud, le pays le plus industrialisé du continent, éprouve de grandes difficultés à satisfaire ses besoins en énergie. Les coupures de courant, qui font partie du quotidien depuis 2007, sont un désastre pour la croissance économique dans un pays où plus d'un actif sur trois est au chômage.Avec une production d'électricité qui dépend à 80% de centrales thermiques au charbon, pour la plupart vieillissantes et mal entretenues, l'Afrique du Sud est le douzième plus gros émetteur mondial de gaz à effet de serre. Ces émissions ont augmenté de 10% entre 2000 et 2017, selon les chiffres du gouvernement.Le pays cherche à mettre en avant ses efforts pour développer les énergies propres avant le sommet de la COP26 sur le climat, qui démarre dimanche à Glasgow.

Le projet prévoit l'installation de près de 64.000 modules photovoltaïques sur le parking des expéditions de l'usine sochalienne, qui peut accueillir jusqu'à 10.000 véhicules, sur une surface de 22 hectares particulièrement bien ensoleillée, ont précisé les mêmes sources.La centrale développera une puissance de 29 mégawatts-crête (MWc), soit l'équivalent de la consommation électrique annuelle de 13.300 habitants, ou de 30% de l'usine Stellantis de Sochaux, ajoute-t-on.Les panneaux photovoltaïques sont installés par l'énergéticien Engie Green, qui prendra en charge l'investissement de 36 millions d'euros et assurera l'exploitation pendant 30 ans. L'électricité produite sera ensuite livrée sur le réseau d'Enedis en 20.000 volts.Le chantier a débuté en septembre 2020 et la mise en service totale de la centrale est prévue en octobre 2022. Il s'agit de l'un des plus importants projets de centrale photovoltaïque en ombrières en cours en France, qui permettra d'éviter l'émission de 1.000 tonnes de CO2.C'est un projet "emblématique" par l'importance de la surface disponible pour l'installation des ombrières qui abriteront les véhicules, a estimé lors d'une conférence de presse sur le site Christine Lafaix, directrice chez Engie Green, leader français sur l'activité éolienne et photovoltaïque.L'initiative s'inscrit dans le projet de modernisation "Sochaux 2022" de l'usine historique et centenaire de PSA, devenue Stellantis après la fusion du groupe français avec Fiat Chrysler Automobiles.Pour Stellantis, cette installation permet de "valoriser notre foncier", note Didier Edelblutte, pilote du projet au sein du groupe.Le constructeur veut parvenir à "un site neutre en carbone" et "nous sommes complètement engagés dans cette démarche" de développement durable, souligne Frédéric Maliczak, directeur des services techniques de l'usine Stellantis de Sochaux.Selon Luc Vignal, responsable bâti et ombrières chez Engie Green, cette installation va par ailleurs permettre de générer 130.000 euros de revenus par an pour les collectivités locales grâce à la fiscalité engendrée par l'exploitation du projet.

En cette fin septembre clémente, les équipes s'activent pour poser 80 fondations d'acier, réparties entre 12 et 20 km au large du Pouliguen et du Croisic, sur 78 km2. A chaque bateau son rôle: câblier, finition des raccordements... Et puis ce gros navire/plateforme planté sur des "jambes" rétractables, chargé d'enfoncer les pieux dans le sol, aussi profondément que l'eau est haute (13 à 25 m selon les endroits)."C'est comme un clou sur lequel on tape avec un gros marteau hydraulique, avec beaucoup d'intelligence électronique", explique Olivier de La Laurencie, le directeur de ce projet d'EDF Renouvelables à 2 milliards d'euros, en soulignant la prouesse, sur un fond rocheux fracturé.Au milieu, la "sous-station" électrique, reliant les éoliennes et chargée de renvoyer le courant à terre via un câble semi-enterré, est en place.Restera pour le printemps la pose des éoliennes géantes de 153 m (pales comprises), d'une puissance installée de 480 mégawatts (MW) capable d'alimenter 700.000 personnes.En attendant, ces "moulins" aux extrémités rouges (obligation française) seront montés et testés dans le port, dans le hub géré par leur fabricant, General Electric (GE): "on y recrée les conditions offshore", notamment avec l'envoi de courant haute tension, décrit Emmanuel Charlopain, le directeur de projet.Objectif: commencer la production mi-mai, pour une mise en service générale fin 2022... plus de 30 ans après l'ouverture d'un premier parc au Danemark. Malgré ses 2.800 km de côtes en métropole, la France est aussi très en retard par rapport au Royaume-Uni, la Scandinavie ou l'Allemagne.Ce jour aura été longtemps attendu, puisque le chantier de ce parc offshore à Saint-Nazaire a été attribué dès 2012 à EDF et au canadien Enbridge."Apprendre à vivre avec"En 2009, la France avait décidé de se lancer, attribuant quatre premiers parcs. Mais, de procédures administratives en recours, aucun ne s'est matérialisé. Aujourd'hui, les plaintes ayant été purgées, la construction a démarré aussi pour Fécamp, Courseulles-sur-Mer et Saint-Brieuc. D'autres parcs sont dans les tuyaux.A Saint-Nazaire, des résidents de La Baule ont protesté, sur des arguments visuels.Une navette y surveille le chantier, mais jusqu'ici pas d'incident à signaler, contrairement à Saint-Brieuc, cible de pêcheurs en colère qui craignent pour leur activité.A Saint-Nazaire, c'est une autre pêche, pas au chalut; le tracé des câbles suit spécialement les courants, évite certains secteurs. Les industriels disent avoir tenté de répondre aux craintes en plus de 1.000 réunions, et la France a décidé de laisser les pêcheurs travailler dans les parcs. Peut-être les plaisanciers y seront-ils un jour autorisés, note M. de La Laurencie, pour qui "il faudra apprendre à vivre avec".Sur le bateau, le président du Syndicat des énergies renouvelables (SER), Jean-Louis Bal, a le sourire: "Cela fait dix ans qu'on travaille au développement de l'éolien offshore en France. C'est la délivrance!". "Ce parc va permettre de surmonter des appréhensions, comme sur l'impact paysager. On va voir que les pêcheurs peuvent continuer à exercer leur métier. Et puis une industrie émerge. On va pouvoir accélérer".La filière a aussi un argument massue: des prix drastiquement en baisse depuis 3-4 ans. A 60 euros le MWh (raccordement inclus), le prix de l'éolien marin est devenu compétitif.Pour lutter contre le réchauffement climatique et répondre à ses besoins, la France veut accroître de 40% sa production électrique décarbonée d'ici 2050, selon sa "stratégie bas carbone". Le comité interministériel de la Mer a estimé de 49 à 57 GW son potentiel éolien marin à horizon 2050, soit l'équivalent d'une centaine de parcs comme celui de Saint-Nazaire.Pour parvenir à une telle montée en puissance, la fabrication d'éoliennes toujours plus grandes et le recours à l'éolien flottant, qui permettra de s'installer plus au large, pourront aider. Mais le secteur réclame avant tout de la planification."50 GW c'est beaucoup!", note M. Bal. "Si on veut le faire, il faut planifier, pour que tous les usagers de la mer continuent à exister, les pêcheurs et les autres".

Ce projet de 250 mégawatts (MW), à l'ouest de Belle-Ile-en-Mer, sera le neuvième parc éolien en mer en France, et l'un des premiers utilisant une technologie d'éoliennes flottantes en Europe.Contrairement aux éoliennes "posées", dont le mât est planté en mer dans le sol, les éoliennes "flottantes", objet à ce stade de sites pilotes, permettent de s'installer en zones profondes.Au terme du débat public tenu fin 2020 puis de l'appel d'offres commercial lancé en mai par l'Etat, le ministère a désigné les 10 candidats pré-sélectionnés pour sa construction et son exploitation."La procédure de mise en concurrence, pour déterminer l'entreprise lauréate, est lancée avec la pré-sélection de 10 candidats pour participer au dialogue concurrentiel", indique un communiqué.La désignation du lauréat est prévue en 2022, pour une mise en service "envisagée en 2029".Le "dialogue concurrentiel", sur plusieurs mois, "vise à réduire les coûts des projets et à sécuriser leur réalisation", précise le ministère: l'Etat échangera avec les candidats sur un cahier des charges "qui intègrera plusieurs remarques formulées par le public lors du débat, en particulier concernant la prise en compte des activités de pêche ainsi que l'intégration du projet dans le contexte économique local".Plusieurs réunions plénières seront organisées avec l'ensemble des candidats, en présence des élus et acteurs économiques locaux.Les pré-sélectionnés, "au regard de leurs capacités techniques et financières", sont le consortium formé entre CIP et ENI, la société de projet Eoliennes Flottantes Bretagne Grand Large (impliquant EDF Renouvelables et Maple Power -- co-entreprise d'Enbridge et CPPIB), le consortium formé par les groupes Elicio et BayWa r.e., Equinor, Iberdrola, Ocean Winds (co-entreprise dédiée à l'éolien en mer d'Engie et d'EDPR), ainsi que RWE.Est également retenu le consortium formé par Shell, Valeco (filiale d'EnBW) et Eolien en Mer Participations (filiale de la Caisse des dépôts et consignations). S'y ajoutent le consortium réunissant TotalEnergies, Green Investment Group et Qair, ainsi que le consortium formé par les groupes wpd, Vattenfall et BlueFloat Energy.L'Etat prévoit d'installer dans ce secteur deux parcs flottants, celui de 250 MW, et un autre pouvant aller jusqu'à 500 MW, avec raccordement mutualisé.

"Au cours des seuls six premiers mois de l'année, 1.367 mégawatts (MW) supplémentaires ont été raccordés contre 431 MW sur la même période de 2020", détaille le syndicat professionnel dans un communiqué.La France compte ainsi 12,6 gigawatts (GW) raccordés à fin juillet 2021 pour son parc photovoltaïque.La production est également en hausse de 9% sur un an au premier semestre. "Le solaire représente 3,1 % de la demande d'électricité en France, en hausse de 3% par rapport à l'année précédente", souligne le SER.La production électrique française reste toutefois encore largement dominée par le nucléaire (67,1% en 2020 selon RTE), suivi par l'hydraulique (13%), qui reste la première énergie renouvelable dans le pays. Mais l'éolien et le solaire bénéficient pour leur part d'une dynamique plus importante.Au niveau de l'Union européenne, le solaire a par ailleurs atteint un niveau inédit dans la production au cours de l'été, selon une estimation récente du cercle de réflexion Ember.Pour la première fois, les panneaux solaires ont généré 10% de l'électricité des 27 pays membres de l'Union durant les mois de juin et juillet, selon les données d'Ember. Le solaire a ainsi représenté une production de 39 térawattheure (TWh) sur ces deux mois ensoleillés, en augmentation de 5,1 TWh par rapport à juin-juillet 2020.Huit pays européens ont ainsi battu de nouveaux records pour la part du solaire dans leur production électrique sur cette période, dont l'Allemagne (17% de l'électricité) ou l'Espagne (16%). En comparaison avec ces pays, la France reste toutefois en queue de peloton avec autour de 4%.

RENOUVELABLES. Sur les trois premiers mois de 2021, le volume de raccordements de centrales photovoltaïques a pour la première fois dépassé les 500 mégawatts. Tous les segments d'installations sont en progression.

Le soleil brille de tous ses feux, le vent souffle à décorner les boeufs: la production des éoliennes ou des fermes solaires connaît parfois des pics de production qui se moquent des besoins de consommation.Que faire de ce surplus d'énergie? "Aujourd'hui, il est perdu: on demande alors d'arrêter une éolienne par exemple", explique Christian Poumarède, attaché de direction chez RTE. Pourtant, à des centaines de kilomètres de l'éolienne ou des panneaux photovoltaïques, une ville a des besoins.Mais, pour y acheminer l'électricité depuis les régions rurales où sont généralement installés les champs éoliens ou solaires, il faudrait augmenter la capacité des lignes à haute tension, dont le coût, déjà élevé, serait d'autant moins justifié que ces surplus de production n'interviennent que "200 à 300 heures par an", selon M. Poumarède.La solution s'impose donc d'elle-même: il faut stocker le surplus "le temps qu'une capacité se libère dans la ligne", indique Mathieu Pafundi, chef de projet chez RTE.Bref, c'est un problème "de tuyaux", résume Christian Poumarède. "On crée comme un bassin de rétention (...) qui permet de ne pas engorger les tuyaux".D'où "Ringo", un réseau de stockage sur batteries, d'un coût de 80 millions d'euros, sur trois sites: Fontenelle (Côte d'Or), Bellac (Haute-Vienne) et Ventavon (Hautes-Alpes).Les trois centres regroupent au total 16.800 batteries, d'une capacité "cinq fois supérieure à une batterie de voiture", précise le président du directoire de RTE Xavier Piechaczyk.Ce n'est pas le plus important réseau sur la planète, mais la "première mondiale" réside dans le fait qu'il est entièrement piloté par des robots, assure le patron de RTE devant les conteneurs emplis de batteries de Fontenelle, près de Dijon, installés en plein champ, non loin d'éoliennes.Appelé NAZA (Nouveaux automates de zones adaptatifs), le robot informatique déclenche automatiquement le stockage et le déstockage de l'électricité sur les batteries de tel ou tel site.Et ce, "en moins d'une seconde", relève Franck Girard, PDG de Nidec ASI, la société du groupe nippon Nidec qui a développé le site de Fontenelle. Chaque centre de stockage a une puissance de 12 mégawatts, soit la production de 5 éoliennes ou la consommation d'une ville de 10.000 habitants pendant deux heures l'hiver.Ringo sera testé pendant trois ans, le temps nécessaire, selon le patron de RTE, d'apprendre comment "piloter mieux" les énergies renouvelables.

Sur une zone circulaire de plus de 700 hectares, 10.600 miroirs entourent une tour de 250 mètres de hauteur dont le sommet est bombardé par les rayons du soleil.Un réservoir contenant des sels fondus est ainsi chauffé à plus de 560 degrés pour produire de la vapeur qui entraîne une turbine générant 110 mégawatts d'électricité propre.Cette infrastructure est combinée à une centrale photovoltaïque adjacente, et les deux fournissent ensemble un total de 210 mégawatts d'énergie renouvelable.Ce projet, baptisé "Cerrado dominador" (la colline dominante), a la particularité de pouvoir fonctionner 24h/24, même en l'absence de soleil, car les sels fondus génèrent de l'énergie pendant 17,5 heures."Cela va nous permettre d'économiser plus de 600.000 tonnes d'émissions de CO2 par an. C'est l'équivalent de ce qu'émettent 300.000 voitures en un an", s'est félicité le président chilien Sebastian Piñera lors de l'inauguration du projet, dont la construction a débuté en 2014.Ce projet des sociétés espagnoles Abengoa et Acciona a été construit près de la municipalité de Maria Elena, à environ 200 kilomètres à l'est de la ville côtière d'Antofagasta, au milieu du désert d'Atacama, à environ 3.000 mètres d'altitude.M. Piñera a déclaré qu'il s'agissait d'une nouvelle étape dans l'engagement du Chili à renouveler sa matrice énergétique d'ici 2050 et à atteindre à cette date la neutralité carbone prévue par l'accord de Paris sur le climat, c'est-à-dire être un pays sans émissions nettes de CO2."Le Chili était un pays pauvre en énergies du passé, nous avions peu de pétrole, peu de charbon, peu de gaz, mais est immensément riche en énergies du futur. Nous avons les déserts avec le rayonnement le plus élevé du monde (...), les meilleurs vents du monde, l'énergie géothermique qui provient des volcans, l'énergie marémotrice qui provient de la mer", a déclaré le président chilien.Le Chili souhaite également devenir une référence dans la production d'hydrogène vert, qui fait l'objet d'un large consensus dans le monde en tant que combustible destiné à remplacer les combustibles fossiles polluants.Lors du forum sur le climat CEM12/MI6, que le Chili a accueilli virtuellement, le pays s'est engagé aux côtés du Royaume-Uni, de l'Australie et de l'Union européenne, à promouvoir l'hydrogène vert comme carburant.

PHOTOVOLTAÏQUE. Avec une puissance installée de 11,5 gigawatts à la fin du mois de mars 2021, le parc solaire français a enregistré pas moins de 546 mégawatts de raccordements supplémentaires sur les trois premiers mois de l'année, un chiffre qui explose par rapport à la même période en 2020. Cela s'explique par un plus grand nombre de centrales de fortes puissances qui ont été branchées sur le réseau national.

"Au regard de leurs capacités techniques et financières, le gouvernement a pré-sélectionné six candidats, qui sont admis à participer au dialogue concurrentiel", indique le ministère de la Transition écologique dans un communiqué.Il s'agit de la société Eoliennes en Mer Manche Normandie (EDF avec les canadiens Enbridge et CPPIB), de l'espagnol Iberdrola, de la coentreprise Ocean Winds (Engie avec le portugais EDPR), du groupe anglo-néerlandais Shell, du consortium franco-allemand Total-RWE et enfin du consortium formé par le suédois Vattenfall, l'allemand Wpd et la Banque des Territoires.Le dialogue concurrentiel, qui débute lundi, vise désormais "à réduire les coûts des projets et à sécuriser leur réalisation, en donnant la possibilité aux candidats d'améliorer leurs offres au cours de la procédure".La désignation du lauréat est prévue pour 2022 en vue d'une mise en service du parc "envisagée" en 2028, indique le ministère.Ce parc d'une puissance d'environ 1.000 mégawatts (MW) ou 1 gigawatt (GW) sera le huitième en France et le quatrième en Normandie.Il a fait l'objet d'un débat public achevé l'an dernier, qui a notamment fait ressortir les craintes des pêcheurs."Les conditions de vents et les fonds marins au large de la Normandie sont très favorables à l'éolien en mer posé, ce qui permet d'installer des éoliennes qui produisent beaucoup d'énergie, dans des conditions économiques compétitives", a souligné lundi Barbara Pompili, la ministre de la Transition écologique.La France s'est fixé un objectif de capacité de production d'électricité renouvelable en mer à 2,4 gigawatts (GW) en 2023 et entre 5,2 GW et 6,2 GW en 2028.Mais le pays a pris beaucoup de retard et aucun parc en mer n'est encore en activité. Le premier à démarrer devrait être celui au large de Saint-Nazaire en 2022.

Saint-Gobain a annoncé un accord d'achat d'énergie durable avec Invenergy aux Etats-Unis, portant sur 120 megawatts des 250 MW de la ferme eolienne Blooming Grove (Ilinois).

Il s'agira du 4e parc offshore à entrer en France, en retard dans ce domaine. Le premier doit être mis en service en 2022 au large de Saint-Nazaire. Suivront, en 2023, ceux de Fécamp et de Saint-Brieuc.Dans le Calvados, le chantier a démarré la semaine dernière. Il prévoit notamment l'installation de 15 km de liaison sous-marine à haute tension (creusée pour les deux tiers dans un fond rocailleux) et 24 km de liaison terrestre souterraine, afin de relier le parc au poste électrique de Ranville, agrandi pour l'occasion.Le budget de ce chantier de raccordement s'élève à 210 millions d'euros, a indiqué Jacques Frémaux, le directeur du projet, lors d'une conférence de presse.Fourniture de béton (1.600 camions toupies), aménagements paysagers, terrassement... RTE souligne les retombées économiques pour les entreprises de la région: 25 millions d'euros (12% du budget).Le gestionnaire du réseau insiste sur la concertation avec les riverains, pêcheurs, agriculteurs, tant sur le tracé que sur le planning: pas de chantier pendant la saison touristique ni pendant la période de pêche à la coquille Saint-Jacques et un tracé terrestre le plus court, suivant des chemins agricoles.In fine, le parc de 64 éoliennes, porté par EDF Renouvelables et l'européen wpd, aura une puissance installée de 450 mégawatts (MW), ce qui est l'équivalent approximatif de la moitié d'un réacteur nucléaire, ou l'équivalent de la consommation domestique de 630.000 personnes.En dépit de sa vaste façade maritime, la France accuse du retard dans l'éolien marin, lié à un mélange de difficultés réglementaires et de recours juridiques: sept projets offshore "posés" (sur le plancher marin) ont été attribués, certains depuis 2012, mais aucun encore réalisé.En Normandie, outre le Calvados et Fécamp, un 3e site est prévu au large de Dieppe. Un 4e, dans le Cotentin, doit être attribué en 2022.La ministre de la Transition écologique Barbara Pompili doit annoncer prochainement la localisation du premier parc flottant, au sud de la Bretagne.La France prévoit 40% d'électricité d'origine renouvelable d'ici 2030. Mais le rythme d'installation reste insuffisant.

Le centre financier à la taille modeste est aujourd'hui l'un des plus gros émetteurs de CO² par habitant d'Asie.Les autorités s'efforcent de diminuer l'empreinte carbone de la cité, mais c'est un défi difficile dans un pays qui n'a pas de rivières pouvant produire de l'électricité hydraulique et où le vent n'est pas assez puissant pour faire tourner des éoliennes.Le pays tropical s'est donc tourné vers l'énergie solaire. Mais avec une superficie limitée, équivalente à celle de la moitié de Los Angeles, il a dû installer des panneaux solaires offshore et sur des réservoirs d'eau."Après avoir utilisé tous les toits et les terrains disponibles, ce sont les étendues d'eau qui représentent un important potentiel", explique Jen Tan, vice-présidente senior et responsable de l'énergie solaire pour la région d'Asie du Sud-Est chez Sembcorp Industries, compagnie en charge du projet.La cité-État menacée par la montée des eaux due au changement climatique, est bien consciente de l'urgence à réduire les émissions de CO², mais les observateurs trouvent ses efforts pour l'instant timides.Le gouvernement singapourien a dévoilé un "Plan vert" le mois dernier qui prévoit de planter des arbres, de diminuer les quantités de déchets envoyés vers les décharges et de multiplier les bornes de rechargement pour les voitures électriques.Il envisage aussi de multiplier par quatre la production d'énergie solaire, jusqu'à 2% de la consommation du pays en 2025, et 3% en 2030, ce qui correspond aux besoins de 350.000 foyers par an."Nouvelle frontière"Une nouvelle ferme photovoltaïque va de la côte au détroit de Johor qui sépare l'île de Singapour de la péninsule de Malaisie.Les 13.000 panneaux arrimés au fond marin représentent une capacité de cinq mégawatts (MW) d'électricité, soit assez pour alimenter 1.400 appartements."La mer est la nouvelle frontière pour les installations solaires", souligne Shawn Tan, vice-président pour l'ingénierie de Sunseap Group, groupe singapourien qui a terminé ce projet en janvier."Nous espérons que cela va encourager plus de projets flottants en mer à Singapour et dans les pays voisins".Un projet de plus grande ampleur est en cours sur le réservoir d'eau de Tengeh. Avec 122.000 panneaux solaire, importés de Chine, le projet d'une capacité maximum de 60 mégawatts (MW) sera l'une des plus grandes fermes solaires d'Asie du Sud-Est.Il devrait produire assez d'électricité pour couvrir les besoins des installations de retraitement d'eau de Singapour. Et permettre d'éviter des émissions de CO² équivalentes à celles de quelque 7.000 voitures sur les routes.Objectifs "insuffisants"Mais même en mer, Singapour, un important centre maritime et commercial, pourrait faire face à un manque d'espace, souligne Subhod Mhaisalkar, directeur exécutif de l'Institut de recherche sur l'énergie de l'Université technologique de Nanyang. "Est-ce que qu'on doit utiliser l'océan pour la navigation ou pour déployer des capacités d'énergie solaire?", s'interroge-t-il.Et malgré sa volonté de devenir plus verte, la cité-État aura du mal à s'affranchir de sa dépendance au gaz naturel, qui fournit 95% de son électricité, et à réduire ses émissions sans nuire aux secteurs du raffinage et de la pétrochimie.Les projets de fermes solaires ne suffiront pas s'ils ne sont pas accompagnés d'un engagement plus important pour la réduction des émissions, souligne Red Constantino, directeur exécutif de l'Institut pour le climat et les villes durables, basé aux Philippines.Singapour s'est engagé à réduire par deux d'ici 2050 son niveau d'émissions de 2030 et de parvenir à l'objectif de zéro émission "aussi tôt que possible" par la suite.Ces objectifs sont en retrait par rapport à ceux d'autres économies développées, et le Climate Action Tracker, un organisme indépendant d'évaluation les a qualifié de "très insuffisants".Singapour n'apporte pas une contribution équitable aux efforts mondiaux, a estimé Red Constantino auprès de l'AFP. Et les fermes solaires ne seront "que de la poudre aux yeux" si le gouvernement n'avance pas plus vite.

L'an passé, Vestas a dégagé un bénéfice net en hausse de 10% à 771 millions d'euros, malgré des effets de la crise sanitaire sur sa chaîne d'approvisionnement, tandis que le chiffre d'affaires a atteint un nouveau sommet à 14,82 milliards d'euros, soit un bond de 22%.Dans un secteur toujours tiré par les investissements mondiaux importants dans les énergies renouvelables, les commandes ont en revanche légèrement ralenti (-8%), à 12,7 milliards, indique le groupe danois dans son rapport financier annuel.Leader historique de l'éolien terrestre et numéro un mondial du secteur en général, Vestas cherche actuellement à rattraper son retard dans l'éolien en mer, où il fait notamment face à la concurrence du germano-espagnol Siemens Gamesa ou encore de l'américain GE.En octobre, le fleuron danois avait annoncé prendre le contrôle à 100% de sa coentreprise d'éolien en mer lancée en 2014 avec le japonais Mitsubishi Heavy Indutries, contre près de 700 millions d'euros.En 2021, la priorité du groupe sera "d'intégrer complètement l'offshore et de répondre à des défis d'exécution" de ses plans, commente le PDG Henrik Andersen dans le rapport.Le groupe a dévoilé mercredi une nouvelle éolienne en mer géante de 15 mégawatts, avec laquelle il compte participer aux appels d'offres dès 2021 pour de premières installations en 2024.Selon Vestas, son modèle de turbine offshore pourrait produire 80 gigawattheures par an, soit la consommation de 20.000 foyers européens."Vestas est le leader mondial dans l'éolien terrestre, néanmoins pour continuer à mener la croissance de l'énergie éolienne (...) il est crucial pour Vestas de devenir un leader dans l'éolien en mer", indique le groupe dans un communiqué.Pour 2021, le groupe vise un chiffre d'affaires compris entre 16 et 17 milliards d'euros, soit une hausse de 8 à 15%. Vestas prévoit aussi une marge opérationnelle avant éléments spéciaux comprise entre 6 et 8%, contre 5,1% en 2020.Peu après l'ouverture à la Bourse de Copenhague, l'action abandonnait environ 2% à 1.252 couronnes.Fin 2020, Vestas employait quelque 29.000 personnes dans le monde, dont 6.000 au Danemark.

Lancée en 1992, cette technologie présentée comme le fleuron de la filière nucléaire française a été co-développée par le français Areva et l'allemand Siemens au sein de leur filiale commune, dont Siemens s'est depuis retiré.EDF a finalement pris le contrôle de cette activité lors de la réorganisation de la filière nucléaire française orchestrée par l'État.Conçu pour fonctionner pendant 60 ans, l'"European Pressurized Water Reactor" se fonde sur la technologie des réacteurs à eau sous pression, la plus utilisée dans le monde.Il offre une puissance très élevée (1.650 mégawatts) et bénéficie d'une multiplication des systèmes de sauvegarde pour refroidir le cœur du réacteur en cas de défaillance, d'une coque de protection en béton et acier et d'un récupérateur de corium censé réduire les conséquences en cas d'accident grave.Retards en France et FinlandeLe premier chantier a été lancé à Olkiluoto (Finlande) en 2005, pour le compte de l'électricien TVO, avec Areva et Siemens comme maîtres d'œuvre. Mais les contretemps et dérapages budgétaires se sont accumulés.Le chargement du combustible n'est prévu désormais que l'an prochain, avec plus de dix ans de retard, pour une production d'électricité en février 2022.Le deuxième EPR, en chantier depuis 2007 à Flamanville (Manche) en France, a également accumulé les déboires, à cause notamment d'anomalies découvertes sur la composition de l'acier du couvercle et du fond de la cuve.L'Autorité de sûreté nucléaire française (ASN) a exigé que le couvercle de la cuve soit remplacé avant la fin 2024.EDF s'est aussi heurté à des problèmes de soudures et le groupe vise maintenant un chargement du combustible à fin 2022. Un planning que le président de l'ASN vient de qualifier de "très serré" mais "possible".En service en Chine, surcoûts en AngleterreDeux autres EPR ont été commandés par la Chine. Taishan 1 a été le premier au monde à fonctionner, bien que le chantier ait commencé en 2009, après celui de Flamanville. Le deuxième réacteur de Taishan est aussi entré en service commercial.L'EPR a aussi été retenu pour un projet de deux réacteurs à Hinkley Point en Angleterre, qui a dernièrement été affecté par la pandémie de Covid-19.Le début de production d'électricité par le premier réacteur est à présent prévu en juin 2026 au lieu de fin 2025 comme annoncé initialement, a annoncé mercredi EDF.Les coûts du projet ont aussi été rehaussés: entre 22 et 23 milliards de livres désormais, contre 21,5-22,5 milliards auparavant.Il reste par ailleurs toujours un "risque" de retard de respectivement 15 et 9 mois sur les deux réacteurs, qui se traduirait par un nouveau surcoût.Le gouvernement britannique a aussi engagé des discussions pour la construction d'une nouvelle centrale nucléaire, Sizewell C, dans le Suffolk sur la côté Est de l'Angleterre. Elle doit être une quasi réplique de Hinkley Point C.Malgré tous ces déboires, EDF a bon espoir de vendre de nouveau l'EPR à l'étranger, tablant sur la volonté de certains pays d'améliorer leur bilan climatique et notamment de moins dépendre du charbon.En Inde, EDF et son homologue indien ont signé un accord portant sur le schéma industriel d'un projet de centrale à Jaitapur, un projet géant de six réacteurs EPR qui n'est pas finalisé."Les discussions techniques continuent", a précisé mercredi une source gouvernementale française avant un déplacement de la ministre de la Transition écologique Barbara Pompili en Inde. EDF discute aussi avec des pays européens comme la Pologne ou la République Tchèque.Le groupe travaille aussi sur une nouvelle version de l'EPR, pour réduire ses coûts et ses délais de construction. En France, le gouvernement veut avoir tous les éléments en main à la mi-2021 mais la décision sur d'éventuels nouveaux chantiers a été renvoyée au prochain quinquennat.

Ces installations, dont la surface cumulée équivaudra à celle de sept terrains de football, offriront une capacité de production de 10 mégawatts, correspondant à la consommation annuelle de 2.500 foyers, selon un communiqué publié vendredi par OL Groupe et ses partenaires Engie et Reservoir Sun."Dès la construction du stade, nous souhaitions privilégier les énergies propres et durables", a souligné le président d'OL Groupe Jean-Michel Aulas, en soulignant le "devoir d'exemplarité" en la matière de son entreprise.Le projet prévoit la couverture des parkings du Groupama Stadium par des ombrières solaires et l'installation de panneaux photovoltaïques sur le centre d'entraînement de l'OL, sur sa future "arena" ainsi que sur le prochain centre de formation de tennis poussé par Jo-Wilfried Tsonga et Thierry Ascione.

Le projet est prévu sur la zone d'accueil de l'usine automobile Smart, vendue en début de semaine par le groupe Daimler au Britannique Ineos.Le projet, dont la demande de permis de construire a été déposée, consiste à produire dans un premier temps 4,5 millions de panneaux par an, au moyen d'un investissement de 681 millions d'euros, a annoncé Rec Solar lors d'un point presse par visioconférence.Cette première phase qui démarrerait en 2022 doit créer 1.500 emplois, puis une seconde à confirmer aboutirait, en 2025, à un effectif de 2.500 salariés pour 9 millions de panneaux annuels. De quoi produire une puissance de 4 gigawatts-crête (GWc), "l'équivalent d'un réacteur nucléaire de 900 mégawatts", selon la société.La "décision définitive" d'enclenchement de la première étape (2 GWc) devrait être prise "mi-mars" par le groupe Rec, a annoncé Cemil Seber, son directeur général.Elle dépendra de deux critères principaux: le résultat de la concertation sur le projet qui démarre lundi prochain sous l'égide de la Commission nationale du débat public et le bouclage du financement de l'investissement.Sur ce second point, "on fera évidemment appel aux aides (publiques) auquel on pourra avoir droit", a déclaré M. Seber.L'usine Rec serait l'une des plus grandes du genre en Europe, avec celle que projette le Suisse Meyer-Burger en Allemagne, dans un domaine dominé par les fabricants asiatiques.Selon M. Seber, sa capacité en 2022 puis en 2025 représenterait à chaque fois environ 10% du marché européen, si bien que "le marché a certainement une taille suffisante pour absorber notre production", a-t-il estimé.Groupe dans l'énergie solaire de 2.000 salariés et 500 millions de dollars de chiffre d'affaires en 2019, Rec exploite une première usine de panneaux photovoltaïques à Singapour.Il veut s'implanter à Hambach afin de "produire au coeur du marché européen, en plein essor", selon M. Semer. "Depuis Singapour, il faut quatre à six semaines d'acheminement, ce qui est trop", a expliqué le dirigeant.L'usine se complèterait d'un centre de recherche et développement, autour de la technologie "innovante" de fabrication, "l'hétérojonction", que Rec Group développe avec le Commissariat à l'énergie atomique français, a précisé M.Semer.

Cela représente 2,6 fois le niveau, "déjà élevé", de la puissance sécurisée en 2019, dit la société dans un communiqué.Voltalia réalise une percée auprès des entreprises, qui lui achètent directement leur électricité via des "corporate PPAs"(pour "power purchase agreement"), des contrats de gré à gré négociés sur le long terme entre entreprise et producteur d'énergie.Ces clients, issus de secteurs divers comme la distribution, l'agribusiness, la chimie, la banque, et même une autorité publique (la City de Londres) représentent désormais 25% de la clientèle de Voltalia, pour une durée moyenne de contrat à 16,4 années."Cette performance est d'autant plus remarquable dans une période de pandémie qui a ralenti l'activité de nombreux clients", souligne son directeur général Sébastien Clerc.Après la signature de 241 mégawatts en 2018 et 389 mégawatts en 2019, 1.028 mégawatts de nouveaux contrats ont été signés en 2020.Cette année "signe l'accélération rapide du solaire, au sol et en toitures", avec une forte baisse des coûts, souligne le communiqué.

"Vinci signe le contrat de construction du barrage hydraulique de Sambangalou", a déclaré le groupe français dans un communiqué.Le contrat représente un montant total de 388 millions d'euros mais Vinci le partagera avec un groupe autrichien, Andritz, présent à hauteur d'un quart dans l'opération."La construction de ce barrage de 91 mètres de haut et d'une capacité de 128 mégawatts permettra la production d'une énergie renouvelable, le développement de l'irrigation des terres agricoles ainsi que l'approvisionnement en eau potable des localités environnantes", détaille Vinci."Les travaux débuteront au cours du premier semestre 2021 et dureront 48 mois", précise le groupe. "Le chantier emploiera, au pic de l'activité, 1.000 personnes recrutées et formées localement."

Voltalia a annoncé la signature avec la City d'un contrat pour fournir pendant 15 ans au quartier d'affaire londonien de lélectricité verte produite par une centrale solaire de 49,9 mégawatts.

"Par cet accord, Decathlon s'engage à acheter directement l'énergie produite par une centrale dédiée qui sera construite et financée par Voltalia. La création de cette centrale solaire est rendue possible par l'engagement sur le très long terme de Decathlon", explique entreprise dans un communiqué.Ce type de contrat de gré à gré, négocié sur le long terme par les entreprises avec les producteurs, est connu sous son nom anglais de "corporate PPA" (pour "power purchase agreement"). Généralement fondé sur les énergies renouvelables, il est très répandu aux Etats-Unis et se développe peu à peu en France.Le contrat annoncé mardi porte sur un parc photovoltaïque dans le Sud-Est de la France qui sera mis en service d'ici à 2023 et dont 16 mégawatts seront dédiés à Decathlon pour alimenter ses sites français, détaille Voltalia.La production doit fournir environ 15% de la consommation annuelle d'électricité de Decathlon en France.Le distributeur d'articles sportifs s'était engagé à utiliser 100% d'électricité d'origine renouvelable d'ici à 2026.Voltalia avait aussi annoncé en juin un accord pour fournir de l'électricité d'origine solaire aux supermarchés Auchan. La famille Mulliez est actionnaire de ces derniers, tout comme de Decathlon et Voltalia.

"Situé à Bonete, dans la province d'Albacete, le projet prévoit la réalisation de cinq centrales photovoltaïques contigües de 50 MWc (mégawatts crête) chacune, soit une puissance totale de 250 MWc", précise un communiqué d'Eiffage."Plus de 563.000 modules solaires" seront installés sur une superficie de 400 hectares.Ce "méga-parc photovoltaïque", qui doit être livré pour fin 2021, alimentera près de 122.000 foyers avec une production d'énergie annuelle estimée à 96,5 GWc, détaille le document.Depuis 2010, Eiffage Energia (filiale du groupe en Espagne dédiée aux infrastructures électriques) a construit 70 centrales solaires dans le monde, notamment en Espagne, en Afrique, en Amérique du sud et dans les Caraïbes, représentant plus de 2,3 GWc de puissance installée.

Le plein soleil de midi, suivi d'une bordée de nuages. Un vent à décorner les bœufs, avant un calme plat: la production d'énergie renouvelable, en particulier éolienne et solaire, joue au yoyo, sans considération pour les besoins en électricité.Comment éviter que soient perdus les pics de production ? Et comment permettre de satisfaire la consommation une fois le vent tombé ou le soleil parti ?"Notre rôle est un rôle d'acrobate", résume Elisabeth Bertin, déléguée pour la Bourgogne-Franche-Comté de RTE, gestionnaire du réseau transportant l'électricité. "Pour cela, il faut innover", explique-t-elle.Exemple à Fontenelle (Côte d'Or), où un site d'une quarantaine d'éoliennes va à terme produire 100 mégawatts (MW), une capacité trop importante pour les lignes à haute tension existantes.Alors, pour "assurer la solidarité des territoires" entre sites de production et centres de consommation, RTE a installé en plein champ, près des éoliennes, plus de 5.000 batteries d'une puissance pouvant atteindre 1.000 volts chacune (contre 48 pour celles des voitures électriques).Elles fonctionneront comme un tampon absorbant les pics pour mieux distiller leur électricité en fonction des besoins et ainsi "lisser" la production.L'ensemble des batteries peut entreposer jusqu'à 24 MW/heure, soit l'équivalent de la consommation de 10.000 foyers environ, selon RTE, qui gère le plus important réseau d'électricité en Europe avec 105.000 kilomètres de liaisons.Des milliards économisésDe tels sites de batteries existent déjà à La Réunion ou en Corse mais Fontenelle est le plus grand en France, comme il sied à une région fortement productrice d'énergie éolienne, précise RTE.L'énergie produite en Bourgogne-Franche-Comté est majoritairement renouvelable (près de 59% en 2019, dont 44% pour l'éolien). Le vent couvre à lui seul 8,3% de la consommation régionale, contre 5,3% au niveau national. Et la tendance ne fait que croître: la production d'énergie renouvelable a ainsi bondi de 21,5% l'an dernier dans la région, et de 35% pour la seule énergie éolienne.C'est pour suivre ce boom, semblable au niveau national, que RTE a lancé "Ringo", un projet de stockage sur batteries. Financé à hauteur de 80 millions d'euros, il regroupe trois sites: Fontenelle, qui sera opérationnel à la fin du premier semestre 2021, Bellac (Haute-Vienne, prévu pour être mis en service fin 2021, et Ventavon (Hautes-Alpes, en 2022).Les trois sites doivent permettre de stocker 72 MW/h et d'éviter des dépenses de plusieurs milliards d'euros qu'aurait entraînées la construction de lignes à haute tension supplémentaires, rappelle Mme Bertin."En plus, pourquoi construire une ligne renforcée pour des pics de production qui n'arrivent que dix ou vingt fois par an ?", souligne Franck Girard, président du directoire en France de Nidec, le groupe japonais qui a installé les batteries à Fontenelle.Aucun humain ne sera posté sur le site côte-d'orien car les batteries seront entièrement pilotées par un dispositif développé au sein de RTE et qui constitue, selon le réseau, "une première mondiale".Appelé NAZA (Nouveaux automates de zones adaptatifs), il déclenche automatiquement le stockage et le déstockage de l'électricité sur les batteries de tel ou tel site, en fonction de la capacité restant disponible. Et ce, "en moins d'une seconde", relève M. Girard.

Le chiffre d'affaires de l'entreprise, qui a rejoint au printemps l'indice boursier SBF 120 moins de deux après sa première cotation, a atteint 157 millions d'euros (+33%) grâce à de nouveaux parcs et à une forte progression de l'activité de stockage."Cette performance témoigne du profil de croissance de notre groupe alimenté par le développement continu de notre portefeuille de projets. Au premier semestre, le nombre d'actifs en opération ou en construction a encore progressé de 600 mégawatts (MW) pour atteindre 3,6 gigawatts (GW). Nous avons aussi sécurisé au cours de cette période de nouveaux projets éoliens, solaires et de stockage en France, en Australie ainsi qu'en Finlande", a commenté le PDG de Neoen Xavier Barbaro, cité dans le communiqué.Depuis le 30 juin le groupe indique par ailleurs avoir remporté des appels d'offres gouvernementaux pour trois projets solaires en Irlande d'une puissance totale de 55 mégawatts et un projet éolien de 100 mégawatts en Australie.L'entreprise affine pour 2020 son objectif d'Ebitda (excédent brut d'exploitation) qui sera compris entre 270 et 285 millions d'euros, avec une marge supérieure à 85%. Elle tablait jusqu'ici sur une fourchette comprise entre 270 et 300 millions d'euros pour une marge supérieure à 80%.

"A horizon 2024, grâce à un investissement de plus de 500 millions d'euros, la plateforme s'articulera autour de quatre nouvelles activités industrielles: la production de biocarburants majoritairement destinés au secteur aérien, la production de bio plastiques, le recyclage de plastiques, l'exploitation de deux centrales solaires photovoltaïques", explique le groupe dans un communiqué."Fin 2023 il n'y aura plus une goutte de pétrole sur ce site", a déclaré lors d'une conférence de presse Bernard Pinatel, directeur général de la branche Raffinage-Chimie de Total. L'arrêt du raffinage est prévu pour le premier trimestre 2021 et la fin du stockage de produits pétroliers fin 2023.Total assure que ce redéploiement n'entraînera aucun licenciement, mais des départs à la retraite anticipés et des mobilités internes vers d'autres sites."Il y aura aussi un plan d'accompagnement des entreprises sous-traitantes", selon M. Pinatel.Seront maintenus 250 postes sur les 400 que compte aujourd'hui la plateforme de Grandpuits et le dépôt associé de Gargenville (Yvelines). Quinze emplois doivent être créés sur le site de Grandpuits dans une unité d'emballage en aval."Le compte n'y est pas", a réagi auprès de l'AFP Thierry Defresne, délégué syndical CGT Total Raffinage Pétrochimie. "Si on compte l'ensemble des postes Total, dont les contractuels absents de l'organigramme, nous sommes à 209 suppressions d'emplois chez Total", sans compter "500 emplois sous-traitants"."Total délocalise le raffinage de Grandpuits et laisse des familles à la rue sous couvert de transition énergétique, mais défonce les parcs naturels au Mozambique pour augmenter les profits", a aussi accusé le délégué CGT à Grandpuits Adrien Cornet sur Twitter.Tuyaux fatiguésCette annonce signe une nouvelle étape de la reconversion des activités de raffinage du groupe, après celles de la plate-forme pétrochimique de Carling-Saint-Avold en Moselle et la transformation achevée l'an dernier de la raffinerie de La Mède dans les Bouches-du-Rhône en usine de biocarburants à base notamment d'huile de palme.A Grandpuits, le projet prévoit la mise en service en 2024 d'une usine de biocarburants d'une capacité de traitement de 400.000 tonnes par an, "alimentée majoritairement par des graisses animales en provenance d'Europe et des huiles de cuisson usagées qui seront complétées par des huiles végétales".Une usine de recyclage de plastiques d'une capacité de traitement de 15.000 tonnes par an doit aussi être mise en service en 2023 ainsi que deux centrales photovoltaïques d'une capacité de 28 mégawatts (MW) à Grandpuits et 24 MW à Gargenville.Grâce à ce site, le groupe ambitionne également de devenir "numéro un mondial dans le PLA (acide polylactique)", en construisant "la première usine européenne" de ce bioplastique fabriqué à partir de sucre."C'est la fuite sur le pipe en février 2019 qui quelque part a déclenché tout ce mouvement", a reconnu M. Pinatel, faisant référence au pipeline d'Ile-de-France (PLIF) qui relie sur 260 km Grandpuits au Havre et permet l'approvisionnement en brut de la raffinerie.Les dommages ont forcé à réduire la pression maximale d'utilisation du pipeline, réduisant l'activité de la raffinerie à 70% de sa capacité, menaçant selon le groupe "la pérennité économique" du site.450 millions à DongesTotal assure que l'arrêt de l'activité de la raffinerie n'aura "aucune incidence sur le bon fonctionnement des stations-service et des aéroports de la région Ile-de-France", qui seront approvisionnés par les raffineries de Normandie et de Donges, près de Nantes, dans laquelle le groupe injecte en parallèle 450 millions d'euros.Alors que les unités tournent au ralenti du fait de la baisse des marges sur les produits pétroliers, le groupe n'est toutefois pas prêt à tourner le dos au pétrole."Total a trois raffineries aujourd'hui en France, qui ont toutes leur place, a assuré M. Pinatel. S'il y en a une dans laquelle on investit 450 millions d'euros, c'est qu'on sait que c'est pertinent. On aura toujours besoin demain d'un mix de raffinage de fossiles et de ces nouvelles énergies."Le groupe s'est engagé à la neutralité carbone en Europe en 2050 et a pour objectif d'installer 25 gigawatts de capacités d'énergies renouvelables d'ici à 2025.

D'un coût de 3,2 milliards de francs CFA (4,9 millions d'euros) et baptisée "Faso Energy", cette usine, construite dans la zone industrielle de Kossodo, en périphérie nord de Ouagadougou, aura une production journalière de 200 panneaux solaires.Selon le promoteur de Faso Energy, Moussa Kouanda, la production annuelle permettra d'installer une puissance de 30 mégawatts, soit 3% de la consommation du pays. Le Premier ministre Christophe Dabiré a souligné l'importance de "l'utilisation des ressources renouvelables, pour éviter de compromettre notre avenir", lors de l'inauguration de l'usine."Nous allons pouvoir offrir à nos concitoyens de l'énergie à bas coût, et faire en sorte qu'ils puissent contribuer au développement économique et social du pays", a-t-il estimé."Aujourd'hui, un rêve devient une réalité", s'est réjoui de son côté le ministre de l'Energie Bachir Ismaël Ouédraogo, soulignant que la production locale de panneaux solaires favorisera la construction en cours de seize centrales solaires, pour un potentiel de 250 mégawatts.Le Burkina a lancé le programme "Yeleen" (lumière) pour construire une série de centrales solaires, profitant du fort ensoleillement de ce pays sahélien.Dans le cadre de ce programme, la construction de nouvelles centrales solaires de 20 et 10 MW a été lancée il y a deux semaines dans les villes de Koudougou et Kaya.Six autres centrales solaires photovoltaïques d'une puissance cumulée de 176 MW sont en projet.Il est prévu dans le cadre du programme Yeleen l'électrification par des systèmes solaires photovoltaïques de 396 centres de santé, écoles et centres d'alphabétisation, de 18 centres hospitaliers et d'un hôpital de district, de 13 maisons d'arrêt et de 7 universités, selon le gouvernement.L'électricité demeure encore une denrée rare pour plus de 80% de la population du Burkina Faso, qui reste dépendant des importations d'électricité de Côte d'Ivoire et du Ghana, qui atteignent jusqu'à 30% de sa consommation.Le Burkina vise à couvrir d'ici 2030 30% de ses besoins en électricité avec le solaire.