Pellets de bois

547 290 tonnes utilisées et 23,2% de l'électricité produite en 2024

Au 1er janvier 2024, les travaux de conversion sont terminés sur la centrale de Bois-Rouge et cette dernière fonctionne 100% à la biomasse. S’agissant de celle du Gol, les travaux sont également terminés, cependant, la centrale a brulé ses derniers stocks de charbon en janvier et février 2024. Au 31 décembre 2024, la totalité des tranches des deux centrales de l’île est passée 100% à la biomasse.

 

En complément de la biomasse locale qui a pour principale origine la bagasse issues des sucreries, Albioma importe également des pellets de bois obtenus à partir de résidus de scieries ou de l’exploitation forestière.

 Pellets de bois Ce sont des granulés de bois utilisés comme combustibles pour chaudière. C’est un combustible très homogène, sec, dense et fluide dont le taux d'humidité très faible (inférieur à 10%) lui confère un haut pouvoir calorifique permettant aux chaudières d'avoir un excellent rendement.

En 2024, la production électrique annuelle à partir des pellets de bois s’élève à 710,9 GWh avec 547 290 tonnes utilisées. L’électricité produite d’origine pellets de bois représente 23,2% de la production électrique totale à La Réunion de cette année.

En 2023, la quantité utilisée est de 238 341 tonnes soit une production de 320,9 GWh.

 Les centrales thermiques Albioma (Bois Rouge et Le Gol) ont achevé leur transition vers une alimentation 100% biomasse conformément aux objectifs de la Programmation Pluriannuelle de l’Energie 2019-2028 de La Réunion. Elle permet la production d’une énergie fiable garantissant la sécurité et la stabilité du réseau avec des moyens 100% renouvelables.                                                                                                                                                                     Le charbon a été substitué par des pellets de bois importés et progressivement des biomasses locales sont intégrées aux côtés de la bagasse. Cette biomasse solide importée répond à la directive REDII permettant un cadrage environnemental de la biomasse sur la protection des terres et au changement indirect dans l’affectation des sols (régénération, protection des zones désignées, préservation des sols et biodiversité, maintien de la capacité de production de la forêt, stock carbone).

BIOMASSE IMPORTEE : PELLETS DE BOIS

Cette biomasse importée sert uniquement à titre de complément à la biomasse locale, sans conflit d’usage (déchets verts, résidus forestiers, bois d’emballage etc.). Elle provient en partie de l’usine de production de bois de Tuan, exploitée par Albioma dans l’état du Queensland, en Australie. L’usine, acquise en 2023 par Albioma, produit actuellement 65 000 tonnes de granulés de bois par an et est opérationnelle depuis 2014. Le reste des pellets provient notamment du Vietnam, de la Malaisie ou encore des Etats-Unis.

Il s’agit d’un combustible standardisé de type I2, norme ISO 17225-2, issu de produits transformés non vivants, de connexes de scierie et de sous-produits de sylviculture. Ce produit respecte la hiérarchie des usages.

L’importation des pellets de bois s’engage notamment à répondre à de nombreuses exigences : 

  • Respect du règlement RBUE (Règlement Bois de l’Union Européenne - lutte contre la mise sur le marché de bois illégal ou l’exploitation illicite de forêt dans le monde)
  • Conformité à la directive REDII qui permet un cadrage environnemental de la biomasse sur la protection des terres et au changement indirect dans l’affectation des sols (régénération, protection des zones désignées, préservation des sols et biodiversité, maintien de la capacité de production de la forêt, stock carbone)
  • Traçabilité et durabilité assurées par des systèmes de certification et des contrôles réalisés par des organismes tiers
    • Sélection de gisements durables certifiés SBP issus de forêts gérées durablement auprès de fournisseurs certifiés (FSC, PEFC et SBP)
    • Appui supplémentaire sur la certification CoC (« Chain of Custody ») FSC et PEFC des unités (en plus des exigences de certification des fournisseurs)

Principes techniques adoptés pour la conversion des unités d’Albioma 

La conversion des unités d’Albioma n’a pu se faire qu’après avoir effectué des adaptations techniques sur chacune des unités, mais également sur le site de réception principal situé au Port :

Conversion des centrales thermiques 

  • Création de zones de stockage
    • 2 dômes de 9 500 m3 utiles pour le stockage des pellets sur Bois Rouge
    • 2 silos de 7 500 m3 pour le stockage des pellets sur Le Gol
  • Création d’une plateforme de réception et transport des pellets et de la biomasse locale
    • Zone de déchargement des camions (via des quais de réception) vers les dômes
    • Reprise des pellets des dômes (ou des silos pour Le Gol) et acheminement vers les chaudières
  • Création d’installations nouvelles pour la biomasse locale
    • Zone de dépôt à ciel ouvert, contrôle et tri
    • Poste de réception / déchargement des camions
    • Bâtiment de stockage de 1000 m3 utiles (sur Bois Rouge et le Gol)
    • Reprise des stocks et convoyage vers les chaudières
  • Adaptation des chaudières existantes aux nouveaux combustibles
    • Démantèlement de l’alimentation charbon
    • Création d’une nouvelle alimentation pellets / biomasse locale
    • Adaptations de la combustion et des circuits d’air

 

Conversion du site de réception situé au Port 

  • 4 dômes de pellets de 45 000 m3 utiles
    • Phase 1 : 2 dômes pour ABR
    • Phase 2 : 2 dômes pour ALG
  • Création d’une logistique d’importation et de transport des pellets au port
    • Déchargement navires vers stockage
    • Reprise stockage vers chargement camions

Evolution de la production électrique à partir de pellets de bois

Biodiesel

263 644 tonnes utilisées et 37,9% de l'électricité produite en 2024

 Le biodiesel (EMAG) C’est une biomasse dite huileuse issue majoritairement de la graine de colza. Elle est utilisée pour la production électrique.

 

La centrale Port Est de EDF PEI a achevé sa conversion et a substitué le fioul lourd par du biodiesel importé. 

Fonctionnant initialement au fioul lourd, la centrale a connu une conversion à la biomasse liquide à partir de 2023. En 2024, elle fonctionne à 100% biomasse. La quantité importée est de 272 888 tonnes de biodiesel, dont 263 644 tonnes utilisées pour la production d’électricité soit 1 162,5 GWh. Ainsi, la part de la production électrique issue du biodiesel a doublé et s’élève à 37,9% en 2024.

  Cette biomasse liquide répond à la règlementation REDII qui garantit le respect des critères du durabilité relatifs à la réduction des émissions de gaz à effet de serre. De plus, EDF PEI a exclu de l'utilisation de l'huile de palme ainsi que le soja pour leur impact déforestant sur la planète. La biomasse liquide fabriquée à partir du colza offre aussi l'avantage d'être un co-produit du tourteau source de protéine dans l'alimentation animale. Il n'y a donc pas de surfaces agricoles complémentaires à créer pour alimenter en matière première la centrale EDF PEI de Port-Est. EDF PEI s'est associée avec la société SAIPOL pour l'alimentation de son unité de production sur l'île de La Réunion. Le biodiesel importé à la Réunion est transformé en hexagone et provient de culture de colza français. (Source : EDF PEI)

Évolution de la production électrique à partir du biodiesel

Bioéthanol

 Le bioéthanolC’est un biocarburant produit à partir de matières végétales comme la betterave, la canne à sucre, le maïs ou le blé. Il s'agit d'un éthanol d’origine végétale, obtenu par fermentation des sucres extraits de ces plantes ou par hydrolyse enzymatique de l’amidon contenu dans les céréales.

La Turbine à combustion Sud (TAC Sud) d'Albioma fonctionne à partir d'un mélange de 80% de bioéthanol et de 20% de gazole indispensable au démarrage de la turbine. Une partie de ce bioéthanol est importée depuis 2019. La TAC Sud est utilisée pour fournir une électricité de pointe (au moment des pics de consommation).

 

 

La quantité de bioéthanol utilisée pour la production d’électricité est de 1 187 tonnes en 2024, soit 2,8 GWh. Ainsi, la part de la production électrique issue du bioéthanol s’élève à 0,1% en 2024 et reste peu significative depuis 2019. Le bioéthanol utilisé dans la TAC Sud provient d’un mélange issu d’une production locale et importée :

Production locale : elle provient de la distillerie Rivière du Mât à Saint-André et est issue de la valorisation de la mélasse (sous-produit de la fabrication du sucre et du rhum).

Production importée : elle provient de l’île Maurice et est principalement produite à partir de mélasse (sous-produit de la fabrication du sucre à partir de la canne à sucre).

Tonnes 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
Bioéthanol local 960,0 2 414,3 1 293,6 1 105,9 437,0 390,1 605,4
Bioéthanol importé - 78,7 321,3 1 246,4 1 710,0 966,3 582,0
Bioéthanol consommé total 960,0 2 493,0 1 614,9 2 352,3 2 147,0 1 356,4 1 187,4

Évolution de la production électrique à partir du bioéthanol

Hydraulique

             L'HYDROÉLECTRICITÉ C’est l’électricité produite en convertissant l'énergie potentielle hydraulique des divers flux d'eau.

 Pour info Il est à noter en 2024, une avarie intervenue à la suite du cyclone Belal (janvier 2024) sur la centrale de la Rivière Sainte-Rose. Disposant de deux prises d’eau, une assure 20% de la production et l’autre 80%. C’est la prise d’eau principale qui a été endommagée pendant 3 mois en 2024, ne permettant à la centrale de fonctionner uniquement sur la seconde prise (soit 20% de la production). Source : EDF SEI

La production hydroélectrique représente 13,7% de la production électrique totale en 2024 contre 12,8% en 2023.

Entre 2000 et 2010, la production hydraulique représentait environ 20 à 30 % de la production électrique annuelle totale. Depuis 2011, cette production a connu de nombreuses avancées, atteignant une maturité technologique qui ne devrait plus évoluer, sauf en cas d'aléas climatiques. Actuellement, la part de la production hydraulique se situe autour de 10 à 20 %, avec des « pointes » de 20% observées en 2013, 2018 et 2022.

En 2024, l’augmentation de la pluviométrie (+22,7% par rapport à 2023), a entrainé un léger regain et s'élève à 419,2 GWh, soit une augmentation de 6,5% de la production hydroélectrique par rapport à 2023.

9 installations sur l'île en service au 31 décembre 2024

Évolution de la production hydroélectrique et de la pluviométrie depuis 2000

 Pour les années 2000 à 2018, les détails des productions électriques par centrale ne sont pas disponibles, ainsi seul le total est affiché. Depuis 2019, la pluviométrie des sites où les divers cours d’eau disposant d’une centrale hydroélectrique prennent leur source ont été prise en compte (dans la mesure des données disponibles). Les données de précipitations sont ensuite pondérées des puissances des différentes centrales afin de présenter une donnée moyenne de pluviométrie. Celle-ci permet de mieux mettre en parallèle le phénomène météorologique et la production électrique. Une mise à jour des données a été réalisée à partir de 2014 depuis le site de Météo France.

Bagasse

5,7% de la production électrique et 379 kilotonnes de bagasse en 2024

En 2024, la part de la production électrique totale à partir de la bagasse est de 5,7% et diminue par rapport à 2023 où elle était de 6,5%.. 

La fluctuation d’une année à une autre de la part de la bagasse dans la production électrique dépend essentiellement de la qualité de la campagne sucrière mais également des conditions météorologiques tout comme pour l’hydraulique, le solaire ou encore l’éolien. La quantité de canne à sucre de la campagne de 2024 a été inférieure à celle de 2023 (1 137 270 tonnes en 2024 contre 1 436 227 tonnes en 2023). Il est observé un taux de richesse globale de 12,96, un taux supérieur à celui de 2023 . Les années 2022 et 2023 étaient jusqu’à présent les plus mauvaises de l’histoire moderne de la filière, mais c’était sans compter avec l’année 2024. Ceci résulte des causes climatiques (le cyclone Belal, la tempête Candice s’en est suivie une période pluvieuse puis une période de sécheresse) et des difficultés économiques chez les planteurs (explosion du prix des intrants, augmentation des charges, problèmes techniques, manque de mains d’œuvre, conflit social, …).

La production électrique à partir de bagasse atteint 174,1 GWh ; elle diminue de 13,4% en 2024 par rapport à 2023. Depuis 2010, une baisse globale de la production électrique à partir de bagasse est constatée à un rythme moyen de 2,4% par an.

 LA BAGASSEC’est le résidu ligneux de la canne à sucre utilisé par les centrales thermiques pour la production d’électricité. Elle est constituée de la fibre contenue dans la canne et d’eau.

 En savoir + Le plan de relance pour la filière canne a été signé le 10 octobre 2023 avec pour objectif d'atteindre un niveau de production de canne supérieur à 1,7 million de tonnes par an, avant la date de fin de la convention canne actuelle (2027). L'objectif est de produire des volumes de cannes nécessaires pour maintenir l'équilibre économique des filières sucre et rhum mais également d'augmenter la production électrique d'origine renouvelable à partir de la bagasse. 

Une enveloppe de 9,2 millions d'euros a été consacrée pour ce plan de relance et comprend : 

  • Des aides directes aux planteur en difficulté
  • Des subventions pour l'itinéraire technique
  • Une avance remboursable pour l'achat d'intrants en fonction des besoins des planteurs et de leur capacité de remboursement
  • Un préfinancement des plantations de cannes.

Ce plan de relance a été revue en 2024 avec une enveloppe exceptionnelle de 0,6 M€ afin de reconquérir les parcelles de cannes enfrichées ou l’accompagnement d’exploitation à bas rendement (Canne écho n°106 – avril 2024).

Évolution de la production électrique à partir de la bagasse

 La vapeur produite à partir de la bagasse est dans un 1er temps turbinée afin de produire de l’électricité, ce qui la fait perdre en pression. Dans un 2nd temps, la vapeur restante redescendue en pression est envoyée aux usines sucrières juxtaposées aux centrales thermiques.

 La bagasse est pesée sur les convoyeurs d’Albioma avec une plage d’incertitude élevée ce qui explique par exemple en partie les différences de production affichées pour une quantité de bagasse similaire entre deux années.

Caractéristiques de la production électrique à partir de la bagasse

Éolien

1 parc éolien et 1,2% de l'électricité produite en 2024

  LES EOLIENNES Les éoliennes convertissent la force du vent en électricité.

Depuis 2023, seul le parc de Sainte-Suzanne est en fonctionnement. En 2024, il a produit 35,4 GWh avec une puissance contractuelle de 19,8 MW. C'est le niveau maximum atteint pour le parc de Sainte-Suzanne depuis 2006. 

La ferme de Sainte-Rose a été démantelée en 2023 et donc, aucune production a eu lieu en 2024. Il est prévu la poursuite des travaux jusqu’en 2025 avec une mise en production estimée au dernier trimestre de 2025

 Le parc éolien de l’île était composé jusqu’en mars 2021 de 23 éoliennes de 275 kW à Sainte-Rose et de 37 éoliennes de 275 kW à Sainte-Suzanne). TotalÉnergies a procédé au renouvèlement du parc de Sainte-Suzanne. Ce rééquipement a permis de remplacer les 37 petites éoliennes existantes par 9 nouvelles éoliennes de 2,2 MW chacune, soit 19,8 MW au total. Les nouvelles turbines sont des éoliennes tripales (mât de 80 m, pales de 50 m). Le projet sera adossé à un dispositif de stockage de 12 MWh et à des obligations de prévisions de production de la veille pour le lendemain. La production attendue est de 50 GWh par an (Source : Total Energies)  

Évolution de la production électrique éolienne de 2000 à 2024

 EDF Renouvelables renouvèle également le parc éolien de Sainte-Rose avec une mise en service estimée fin 2025. Le démantèlement des anciennes éoliennes a pris fin en septembre 2023. Le projet consiste à remplacer les 23 éoliennes Vergnet existantes par 4 éoliennes nouvelle génération dont la puissance serait 2,2MW chacune pour une puissance totale installée de 8,8 MW. Le rééquipement se fera avec des éoliennes tripales (mât de 80 m, pales de 50 m, hauteur totale de 130 m). Un dispositif de stockage sera également installé. Deux éoliennes seront dotées de système de détection et effarouchement des oiseaux. La production attendue est comprise entre 16 et 24 GWh par an.

Biogaz

4 centrales de production et 35% du biogaz utilisé pour la production d'électricité en 2024

 LE BIOGAZ C'est un gaz produit par la fermentation de matières organiques en l’absence d’oxygène.

Quatre centrales biogaz produisent de l’électricité à La Réunion :

  • l'Installation de Stockage de Déchets Non Dangereux (ISDND) de Pierrefonds,
  • l’ISDND de Sainte-Suzanne,
  • la station d’épuration du Grand Prado (Sainte-Marie),
  • la Distillerie Rivière du Mât à Saint-André

La Distillerie Rivière du Mât produit de l’électricité, depuis 2022 à partir du biogaz, initialement elle ne produisait que de la chaleur. La station d’épuration du Grand Prado utilise également une partie du biogaz qu’elle produit pour sécher les boues d’épuration.

   

 Zoom sur le parc de production électrique renouvelable

Les énergies renouvelables à La Réunion en 2019

Production électrique en 2024 : la production électrique à partir de la valorisation de biogaz a permis de produire 18,8 GWh, soit +24% par rapport à 2023 pour une puissance installée de 6,9 MW.

Après une diminution de près de 38% en 2023, la production de la centrale de Sainte-Suzanne a augmenté de 102% entre 2024 et 2023. Cette hausse est due au revamping d’un des moteurs de l’installation (en avril 2024) qui a permis le branchement de plus de puits qu’auparavant.

La station de Pierrefonds, avec un fonctionnement continue sur 2024, voit sa production électrique également augmenter (11,8 GWh), soit une variation de +18%. Cette augmentation serait due à un travail de fond réalisé au niveau de la maintenance des moteurs et de ses périphériques, mais aussi des réseaux de captage du gaz.

La centrale de Grand Prado a fonctionné de mars à décembre 2024 et le volume de production électrique s’établit à 1,2 GWh.

La distillerie Rivière du Mât a produit de l’électricité en 2022 en phase test et depuis 2023 en fonctionnement normal. En 2024, elle a produit 3,2 GWh.

Le nombre d’heures de production a été de 2 737 heures en équivalent pleine puissance en 2024, soit 502 heures de plus par rapport à 2023.

Production thermique en 2024 : L’unité de méthanisation «Distillerie Rivière du Mât», qui permet une valorisation interne par substitution du fioul consommé en chaudière par le biogaz produit, a permis d’éviter une consommation de fioul domestique d’environ 1 321 m3 soit l’équivalent d’environ 1,3 ktep.

L’unité de méthanisation « Distillerie Rivière du Mât » fonctionne de manière saisonnière (mise en service à partir du mois de mai et production thermique de juin à décembre) et a produit 1% de moins qu'en 2023.

Évolution de la production électrique et thermique à partir du biogaz de 2008 à 2023

Un erratum des données  produites de de la Distillerie de la Rivière du Mât a été réalisé suite à une actualisation et harmonisation de la méthodologie en 2024 par le producteur sur la période 2015 à 2023.

Photovoltaïque

10 609 installations raccordées et 10,1% de l'électricité produite en 2024

 Le solaire photovoltaïque C’est la transformation directe de l’énergie du soleil en électricité. L’électricité produite peut être soit injectée à 100% sur le réseau, soit en partie autoconsommée, c’est-à-dire consommée sur site (le surplus étant réinjecté sur le réseau), soit totalement autoconsommée (l’installation peut alors être raccordée ou non au réseau électrique). Les installations peuvent être équipées de systèmes de stockage ou non.

En 2024, le solaire photovoltaïque a permis d’injecter 310,6 GWh injectés sur le réseau avec 10 582 installations (~4 300 de plus qu’en 2023). La puissance installée est de 312,1 MW raccordés au total (soit + 46 MW installés par rapport à 2023).

Une harmonisation de la méthode de calcul a été réalisée par EDF pour les années 2015 à 2023 : les valeurs concernant les puissances et le nombre d'installations ont été actualisées.

 Zoom sur la contribution du photovoltaïque au mix électrique en 2019

La contribution du photovoltaïque en 2019 à La Réunion

 

Une diminution du productible photovoltaïque est observée depuis 2013 à un rythme moyen de 0,7%/an et qui s'accélère depuis 2019 à un rythme de 4,9%/an.  Cette baisse s'explique entre autres par la diminution attendue de la performance de certaines centrales en exploitation depuis 2010. 

Depuis 2017, le tarif d’obligation d’achat de l’énergie photovoltaïque, en vigueur à La Réunion, était régi par le tarif S17-ZNI pour les installations de puissances allant jusqu’à 100 kWc. Ce tarif s’applique jusqu’en 2023.

Depuis janvier 2024, le nouveau tarif en vigueur est celui régi par l’arrêté tarifaire du 5 janvier 2024 (S24-PV-ZNI) visant les installations photovoltaïques, de moins de 500 kWc, implantées sur bâtiment et situées en Corse, en Guadeloupe, en Guyane, en Martinique, à Mayotte, à La Réunion, à Wallis-et-Futuna, à Saint-Pierre-et-Miquelon et dans certaines îles du Ponant non interconnectées au réseau métropolitain continental et habitées à l’année.

Évolution de la puissance et de la production injectée sur le réseau à partir du photovoltaïque

 En ce qui concerne les installations photovoltaïques d’une puissance inférieure à 36 kVA, étant donné que la facturation est faite annuellement, la production de ces sites est calculée mensuellement par EDF sur la base de la moyenne de production des sites de puissance supérieure à 36 kVA qui sont relevés mensuellement. Aussi, et afin de rester homogène aux données publiées dans les bilans mensuels, la production figurant dans le bilan annuel est également calculée. Ce qui explique pourquoi le ratio Energie / Puissance est le même pour les différents segments inférieurs à 36 kVA. En 2022-2024, toutes les centrales seront équipées d’un compteur numérique, ce qui permettra d’avoir un relevé réel plus précis.

Il n’est pas possible de différencier les installations photovoltaïques avec et sans stockage sur les puissances allant de 0 à 100 kVA. L’entrée en vigueur de l’arrêté du 5 janvier 2024 dit S24 est très visible pour l’année 2024 sur la tranche 0-36 kVA.

Les installations de puissance inférieure à 36 kVA représentent 93% du nombre d’installations totales pour 22% de la puissance totale photovoltaïque raccordée.

La puissance photovoltaïque installée au 31 décembre 2024 est de 350 Wc par habitant sur l’île, soit équivalant environ à 1 panneau solaire par personne et à une production électrique pouvant couvrir la consommation annuelle d’un réfrigérateur ou d’une machine à laver.

En moyenne, un panneau solaire standard a une puissance de 300 à 400 Wc et mesure environ 1,6m². En France, 1 Wc produit (en fonction de l’ensoleillement) environ 1 kWh/an d’électricité, ainsi, 350 Wc correspond à une production électrique annuelle d’environ 350 kWh. Pour information, les appareils ménagers suivants consomment en moyenne : 1 réfrigérateur : 200 à 500 kWh/an, 1 machine à laver : 150 à 250 kWh/an.

Nombre d'installations raccordées en $BUTTON1 (en MW)

Puissance installée en $BUTTON1 (en MW)

Répartition par tranche de puissance

Puissance installée de panneaux photovoltaïques en 2024 à La Réunion par commune

Déconnexions PV

Le seuil de déconnexion, c’est-à-dire le seuil au-delà duquel la production électrique à partir d’énergies non synchrones peut être déconnectée du réseau pour ne pas mettre en péril son équilibre (le choix de la déconnexion revient au gestionnaire de réseau), est passé à 35% en décembre 2018.

En 2024, ce seuil a été atteint en septembre et octobre, et n’a pas donné lieu à la déconnexion. Il n’y a eu aucune déconnexion d’installations photovoltaïques depuis 2019. Autrement dit, l’intégralité de l’énergie produite par les installations photovoltaïques a été injectée en 2024. Pour rappel :

  2019 2020 2021 2022 2023
Nombre de jours avec déconnexions 0 0 0 0 0
Énergie non injectée sur le réseau en raison de ces déconnexions en MWh 0 0 0 0 0

 

Profil mensuel du nombre de jours de déconnexions

Le photovoltaïque en autoconsommation (totale ou partielle)

L’autoconsommation avec ou sans stockage constitue l’une des solutions permettant d’augmenter le parc photovoltaïque.

La puissance totale installée en autoconsommation raccordée au réseau est de 50 MWc pour 6 616 installations fin 2024. Cependant, le taux d’autoconsommation, c’est-à-dire le pourcentage d’électricité produite consommée sur site, n’est pas connu.

En ce qui concerne les installations photovoltaïques en autoconsommation (totale et partielle) raccordées au réseau, l’état des lieux en 2024 est dressé ci-dessous :

Évolution de la puissance installée pour les installations de "$BUTTON1"

Les tarifs trimestriels d'achat (pour la vente totale et la vente en surplus (y compris le montant de la prime) applicable en  2024 sont disponibles sur l’Opendata de la CRE (CRE | Open data | CRE )

 A savoir ! L’autoconsommation produit environ 50,4 GWh soit environ 17,1% de la production totale du photovoltaïque.

Les installations photovoltaïques en autoconsommation sous soumises à l’obligation de se déclarer auprès d’EDF dans le cadre de leur raccordement au réseau. Elles font l’objet de contrats distincts selon qu’il s’agit :

  • d’autoconsommation totale : aucune injection d’électricité au réseau n’est effectuée. Ce type d’installation est régi par une convention.
  • d’autoconsommation partielle avec revente du surplus de la production. Dans ce cas, un contrat spécifique est rédigé, mentionnant l’autoconsommation et l’achat d’énergie.

Solaire thermique

76,4% des maisons individuelles équipées de chauffe-eau solaires individuels et 306,3 GWh de consommation d'énergie évitée en 2024

Chauffe-eau solaire individuel

En 2024, 3,6% de surface de CESI supplémentaire a été posée (le renouvellement a été pris en compte).

 La comptabilisation des Chauffe-Eaux Solaires Individuels (CESI) se fait par les données transmises par EDF car elle les subventionne dans le cadre du programme « Agir plus ». Le taux de renouvellement affiché est basé uniquement sur les déclarations volontaires des solaristes, ce qui engendre une incertitude.

   SOLAIRE THERMIQUE L’énergie solaire thermique est obtenue par la transformation du rayonnement solaire en chaleur. Elle permet, à partir de capteurs solaires, la production d’eau chaude pour les besoins d’eau chaude sanitaire en habitat individuel, collectif ou pour le chauffage de piscine par exemple.

Fin 2024, on comptabilise 855 896 m² de panneaux de chauffe-eau solaires individuels sur l’île, ce qui correspond à près de 204 190 chauffe-eau solaires individuels installés depuis la fin des années 90. On estime que cela permet une production thermique de 306,3 GWh par an, en prenant en compte les renouvellements déclarés depuis 2017.

En 2024, la part des CESI commercialisés en vente directe est supérieure à la part des CESI commercialisés en abonnement (18% en abonnement et 82% en vente directe). Une tendance qui s’est inversée par rapport aux 3 dernières années observées pour la part des CESI en abonnement et en vente directe.

En 2024, environ 22% des CESI posés sont du renouvellement, d’après les déclarations des solaristes auprès d’EDF, ce qui est supérieur à l’année dernière (+2%).

En 2024, le taux de pénétration des chauffe-eau solaires individuels dans les maisons individuelles a atteint 76,4%.

Surface de chauffe-eau solaires individuels

Évolution du nombre d’équipements posés entre 2000 et 2024

Chauffe-eau solaire collectif

Fin 2024, on comptabilise 185 233 m² de capteurs solaires en service. Cela correspond à une production thermique de 111 GWh. Ces surfaces peuvent être posées sur les toitures de logements sociaux et/ou privés, de résidences hôtelières et d’autres bâtiments tertiaires.

Les données présentées ci-après ne sont pas exhaustives : uniquement la part résidentielle ayant bénéficié des aides financières de l'Etat est comptabilisée.

Surface de chauffe-eau solaire collectif

 À la suite d’un travail collectif réalisé avec la DEAL et l'ADEME en 2025, la méthodologie de calcul a été revue pour la période 2010-2024 en intégrant les logements collectifs neufs privés et/ou sociaux ayant bénéficié d’un financement Etat. La surface posée cumulée a donc également été revue sur cette période. Cette méthodologie de calcul ne concerne actuellement que le résidentiel, mais n’inclut pas le collectif ou le tertiaire.

Cumul du solaire thermique

L’ensemble des installations solaires thermiques en 2024 a permis d’éviter la consommation de 417 GWh d’électricité. Le solaire thermique poursuit sa croissance avec 32 470 m2 de capteurs solaires supplémentaires posés en 2024.

 

Production électrique évitée