Cette année, EDF a déjà signalé deux incendies de transformateurs dans ses centrales nucléaires. La répétition des incidents n’est pas sans éveiller des questionnements et des suspicions chez certains observateurs. Quelles pourraient être les causes sous-jacentes de ces feux récurrents dans les installations électriques ?

Les centrales nucléaires sont construites selon des normes de sécurité et de durabilité extrêmement strictes. Néanmoins, le risque d’accidents, notamment d’incendies, demeure, particulièrement dans les zones non-nucléaires. Entre 2018 et 2020, par exemple, l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) a recensé 200 départs de feu dans les installations nucléaires françaises. Et pas plus tard que le 3 juin, un début d’incendie situé hors zone contrôlée a été signalé dans le site de Cattenom à Moselle. Le feu a été rapidement maîtrisé.

Malgré la fréquence de ces incidents, seuls quelques-uns nécessitent l’intervention des services de secours externes, comme cela avait été le cas le 28 mai dernier dans la centrale de Paluel, en Seine-Maritime. Localisé au niveau d’un des transformateurs principaux, le feu a été rapidement maîtrisé, mais il a entraîné l’arrêt de l’unité de production numéro 3. Cette dernière est donc mise à l’arrêt jusqu’à nouvel ordre, le temps de clarifier les causes.

Les feux de transformateurs dans les centrales nucléaires: des incidents courants

Les incendies de transformateurs dans les centrales nucléaires sont loin d’être des événements rarissimes, contrairement à ce que certains pourraient penser. Des incidents similaires ont été signalés dans plusieurs centrales nucléaires françaises, comme à Tricastin en 2011, à Cattenom en 2013, ou encore au Blayais en 2020. En effet, les transformateurs figurent parmi les éléments les plus risqués d’une installation électrique. Ces appareils, pour rappel, ajustent la tension du courant produit par le réacteur avant son transfert sur le réseau électrique.

À Paluel, un incendie du transformateur de l’unité numéro 1 avait déjà eu lieu en 2021, causé par un défaut électrique au sein de l’appareil. Plus récemment, dans la nuit du 9 au 10 février de cette année, un autre incendie s’est déclaré dans le transformateur de l’unité numéro 3 de la centrale de Chinon (Indre-et-Loire), hors zone nucléaire. Cet incident a nécessité l’arrêt du réacteur 3, qui n’a été reconnecté au réseau qu’en avril.

Pourquoi ces feux de transformateurs dans les centrales nucléaires ?

En ce qui concerne l’incendie récent à Paluel en mai dernier, la cause exacte reste encore à établir au cours des prochaines semaines. Dans tous les cas, il est peu fréquent que les raisons précises des feux de transformateurs soient divulguées publiquement. Mais selon l’IRSN, les incendies dans les installations électriques résultent souvent de problèmes de circuits, des surchauffes des câbles ou des arcs électriques.

Concernant les transformateurs en général, plusieurs facteurs peuvent déclencher un incendie. La surcharge en est une cause fréquente. Le phénomène survient lorsque l’appareil est soumis à une charge supérieure à sa capacité nominale sur une période prolongée. Cette condition peut alors entraîner une augmentation importante de la température, provoquant la surchauffe et parfois le grillage de la machine (c’est-à-dire, une défaillance due à la brûlure des composants internes).

Les fuites d’huile constituent également un risque important. Ce liquide diélectrique permet le refroidissement de l’appareil en dissipant la chaleur, et en cas de fuite, il risque d’entrer en contact avec des composants électriques chauds et d’entraîner le feu. Les incendies de transformateurs peuvent aussi être dus par l’endommagement ou le vieillissement des dispositifs internes, dont les équipements de protection, entraînant des courts-circuits. Les erreurs humaines figurent également parmi les causes possibles.

Compte tenu de la variété des raisons potentielles des incendies, il est essentiel de maintenir une vigilance constante, d’assurer un entretien rigoureux des installations et de continuer à améliorer les technologies utilisées. La rapidité et l’efficacité des interventions lors des incidents demeurent également cruciales pour garantir la sécurité.

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En France, nous avons assisté en 2023 à un bond de 20 % de la puissance photovoltaïque installée. Or, plus de photovoltaïque, c’est aussi plus de production locale, et moins de revenus pour le réseau de transport et de distribution de l’électricité. Au point que certains envisagent un véritable effondrement du financement de cette infrastructure. Mais est-ce vraiment le cas ? C’est ce que nous allons vérifier dans cet article.

Depuis 2002, le secteur électrique est divisé entre sociétés de production et de commercialisation d’une part (EDF, par exemple), et sociétés de transport et de distribution de l’autre (RTE et Enedis). À la suite de cette séparation, le réseau est financé par un dispositif spécifique appelé TURPE, acronyme pour « Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité ». Selon les typologies de consommateurs, il existe plusieurs TURPE, c’est pourquoi l’on parle le plus souvent « des » TURPE, au pluriel.  Les TURPE ont pour finalité de rémunérer les entreprises ayant la charge du service public de transport et de distribution de l’électricité, à savoir :

• Réseau de transport d’électricité (RTE), gestionnaire du réseau haute tension supérieur à 63 kilovolts (kV).
• Enedis (anciennement ERDF), principal gestionnaire du réseau moyenne et basse tension,
• les Entreprises locales de distribution (ELD) dans certaines communes.

Les prix sont fixés par une autorité indépendante, à savoir la Commission de régulation de l’énergie (CRE), qui les révise régulièrement, aujourd’hui avec une périodicité de quatre ans.

Comment le TURPE est-il payé par le consommateur ?

Les TURPE sont calculés pour couvrir les coûts de construction, de développement et de maintenance du réseau. Ils couvrent également en partie les coûts de raccordement, ainsi que les coûts de recherche et développement. Les TURPE 6 sont les tarifs en vigueur depuis le 1ᵉʳ août 2021, et ils resteront en application jusqu’en 2025. Tous les consommateurs d’électricité payent le TURPE. Pour les petits consommateurs, le TURPE est collecté par le fournisseur d’électricité auprès de ses clients, directement sur leur facture. Son montant est ensuite intégralement reversé par le fournisseur aux gestionnaires des réseaux. Le montant peut figurer sur votre facture, c’est le cas, par exemple, pour EDF.

Dans l’exemple de facture ci-dessus, la contribution au réseau figure sous plusieurs formes. Une part fixe figure dans la section « abonnement » de la facture, et une part variable figure dans la section « consommation ». Ces contributions représentent environ un tiers ou la moitié de la facture hors-taxe. La dernière composante de la facture est appelée « Contribution Tarifaire d’Acheminement Électricité » (CTA), c’est une taxe destinée, elle aussi, à financer le réseau de transport et de distribution, ainsi que les retraites des agents du régime des industries électriques et gazières. Elle s’élève autour de 20 % du prix d’acheminement.

Les tarifs sont variables selon la situation du consommateur

Nous allons nous pencher sur plusieurs situations de consommateurs / autoproducteurs individuels (non collectifs), et ce pour des compteurs réglés à une faible puissance (< 36 kVA). Il y a trois cas à envisager :

• Un consommateur simple sans installation de production photovoltaïque
• Un autoproducteur sans contrat de revente
• Un autoproducteur bénéficiant d’un contrat de revente

Enedis édite un descriptif du TURPE HTA-BT, sur lequel nous allons nous baser. Pour les particuliers et les professionnels qui ont un abonnement inférieur à 36 kVA, trois composantes permettent de calculer le montant du TURPE : la composante de gestion, la composante de comptage et la composante de soutirage. Pour la première, la composante de gestion, son prix est différent selon la situation du consommateur :

• Pour un consommateur ou pour un autoproducteur sans contrat de revente, le coût est le même, à savoir 15,48 €/an,
• Pour un autoproducteur bénéficiant d’un contrat de revente, cette composante s’applique en principe dans les deux sens : pour l’injection et pour le soutirage. Toutefois, une règle est mise en œuvre pour conduire à un montant inférieur à la somme des deux contributions, à hauteur de 24,36 €/an.

Concernant la composante annuelle de comptage, elle est destinée à couvrir les frais liés au compteur, à savoir sa location, son entretien et sa relève. Elle est identique pour les trois situations, à hauteur de 19,92 €/an.

Concernant la dernière composante, la composante de soutirage, son calcul est plus complexe, car il dépend d’options de tarification et de classes de prix qui sont fonction de la saisonnalité. Ce qu’on peut toutefois retenir, c’est que la tarification est :

• D’une part proportionnelle à la puissance souscrite, avec une valeur pouvant varier selon l’option, mais de l’ordre de 10 €/kVA. Ainsi, avec un compteur à 9 kVA, le coût sera de l’ordre de 90 €/an,
• D’autre part, proportionnelle à l’énergie consommée, avec une valeur pouvant assez fortement varier, en fonction de l’option et du moment de consommation. Pour une option sans saisonnalité, il peut être, par exemple, de 4,37 c€/kWh. Si l’on considère une consommation de 2 MWh/an, le coût représente environ 87 €/an.

L’autoconsommation nuisible au réseau ? Le verdict

Comparons les trois cas dans le tableau ci-dessous, moyennant quelques hypothèses :

Nous le voyons, dans ces cas fictifs, la diminution de la part de la facture électrique liée à l’acheminement est modeste, de l’ordre de 20 % (hors-taxes). Nous avons pourtant considéré une autoconsommation de 50 %, soit une diminution d’autant du soutirage d’électricité sur le réseau. Dit autrement, nous constatons que les autoproducteurs payent plus cher chaque kilowattheure d’électricité achetée au réseau. Nous sommes donc loin d’une situation pouvant amener à l’effondrement des revenus et du financement du réseau. La seule situation conduisant à une facture nulle serait celle d’une autonomie totale, avec un bâtiment complètement déconnecté du réseau. Mais dans ce cas, aucune électricité ne serait soutirée, et le réseau ne serait aucunement sollicité. Il serait alors bien entendu malvenu d’exiger un payement pour son usage.

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On ne fabrique pas assez de transformateurs électriques pour satisfaire la demande croissante en Europe. Ces transformateurs, composants essentiels pour abaisser ou élever la tension, sont aujourd’hui au cœur d’une crise de disponibilité. Les délais de livraison ont plus que doublé ces derniers mois, passant de 9 à 12 mois à plus de 24 mois. Cette situation crée une tension considérable sur les objectifs de décarbonation de l’UE, affectant à la fois les raccordements des centrales de production d’électricité renouvelable et l’électrification des industries.

Dans le processus de distribution de l’électricité, la valeur de la tension est modifiée plusieurs fois, du panneau solaire à l’appartement. La tension est d’abord élevée par le distributeur Enedis pour le transporteur, Réseau de transport d’électricité (RTE), à des niveaux compris entre 225 000 et 400 000 volts. Ceci permet de limiter les pertes par effet Joule, moins importantes à haute tension. Elle est ensuite abaissée pour être consommée par les particuliers ou les entreprises, de 230 à 380 volts. Les transformateurs sont donc omniprésents dans le réseau électrique pour jouer ce rôle de modulateur. Bien que leur nombre exact soit inconnu, on estime que 4,5 millions de ces équipements sont installés dans l’UE et en Norvège.

Un marché dominé par une poignée de fabricants

La fabrication des transformateurs est dominée par trois géants : l’allemand Siemens, l’Américain General Electric, et le Japonais Hitachi. Ces entreprises, avec des capacités de production relativement constantes, créent un goulot d’étranglement sur le marché. Les constructeurs européens peinent à suivre la cadence, car ils hésitent à investir dans de nouvelles lignes de production, calibrées selon les commandes, en accord avec les objectifs 2030 du Green Deal européen. Au-delà de cette date, les objectifs deviennent plus flous et incertains, dissuadant les investissements à long terme. En conséquence, les délais de livraison, déjà élevés, continuent de s’allonger.

En parallèle, le marché du travail spécialisé est extrêmement tendu. La fabrication de transformateurs requiert une main-d’œuvre qualifiée, aujourd’hui en pénurie. Cette situation est le résultat d’un angle mort des politiques européennes en matière de formation et de soutien aux métiers manuels spécialisés. Le manque de travailleurs qualifiés exacerbe la crise de production et allonge encore les délais de fabrication.

Le cuivre, composant essentiel et de plus en plus cher

Les transformateurs fonctionnent en abaissant et en élevant la tension grâce à des spires de cuivre. La tension de sortie d’un transformateur est proportionnelle au rapport du nombre de spires entre la sortie et l’entrée. Ainsi, le prix du cuivre joue un rôle prépondérant dans le coût de fabrication des transformateurs. Le cours de cette matière première a bondi de 30 % en huit mois, atteignant 9 000 euros la tonne. L’inflation des prix devrait se prolonger, avec des prévisions atteignant 15 000 euros la tonne d’ici 2025, sous la pression de la transition énergétique, de la reprise du marché immobilier et de l’économie chinoise. Cette hausse des coûts de production est difficile à anticiper pour les fabricants, qui doivent faire face à une augmentation des prix des transformateurs de 75 à 100 %.

Cette pénurie n’augure rien de bon pour les projets de raccordement des énergies renouvelables ni pour la décarbonation de l’industrie. Elle compromet sérieusement les objectifs climatiques et l’indépendance énergétique de l’UE. Par ailleurs, elle n’est pas non plus favorable pour les prix de l’électricité, qui devraient augmenter. En effet, La facture d’électricité des ménages et entreprises augmentera, car elle sera directement répercutée par les compagnies d’électricité. La crise actuelle des transformateurs électriques représente donc un défi majeur pour la transition énergétique en Europe.

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Vous avez peut-être déjà vu ces étranges éléments métalliques de forme arrondie que l’on retrouve dans certains postes de transformation d’électricité à très haute tension. Mais savez-vous à quoi ils servent ? Dans cet article, nous revenons sur l’effet corona, et sur les dispositifs qui existent pour le limiter. 

Avez-vous déjà remarqué ces sortes d’anneaux que l’on trouve parfois entre des pylônes et les lignes à haute-tension qu’ils soutiennent ? Ce dispositif, dont la forme peut varier entre un gros anneau, une coupelle ou une boule à facettes dans les laboratoires, est appelé « corona ring » ou « dispositif anti-effluve » en français. Il a pour rôle de contenir l’effet corona, un phénomène physique qui se produit lorsque deux électrodes à haut potentiel sont séparées par un fluide neutre, généralement l’air. Dans ces conditions, certains atomes de l’air perdent ou gagnent des électrons. Ils sont alors chargés électriquement, et viennent s’accumuler autour des aspérités, ou des éléments pointus des électrodes en question. Ce phénomène se matérialise bien souvent par une sorte de grésillement, voire dans certains cas, par une lueur bleutée au niveau de ces électrodes.

Outre ce grésillement, l’effet corona pose plusieurs problèmes. D’abord, il témoigne du passage d’une petite quantité de courant hors des conducteurs, et donc d’une perte d’énergie. Il peut également entraîner des perturbations radio-électriques, et même se montrer dangereux : sa présence souligne une hausse de la différence de potentiel entre les deux électrodes, et donc un risque accru de créer un véritable arc électrique. Enfin, ce phénomène engendre la création d’ozone troposphérique, un gaz à effet de serre irritant, aussi nocif pour la santé que le climat.

Un phénomène physique parfois visible à l’oeil nu

Ce phénomène physique, bien que rare, peut se matérialiser de manière spontanée dans la nature. Il est particulièrement visible à l’extrémité du mât d’un navire ou des ailes d’un avion à l’approche d’un orage. On parle alors de feu de Saint-Elme. Dès l’Antiquité, ce phénomène suscite des interrogations, et sera même observé par Magellan et son équipage, en 1519, lors de leur voyage autour du monde. Dans certains cas très rares, il peut être observé directement sur le corps, comme ces personnes observant le phénomène au bout de leurs doigts. Si vous vous trouvez, un jour, dans la même situation, on vous déconseille tout de même de vous extasier trop longtemps, mais plutôt de vous mettre à l’abri au plus vite. Les feux de Saint-Elme sont, en effet, très souvent le signe précurseur d’un impact de foudre !

L’effet corona : parfois utile, souvent délétère

Revenons à notre effet Corona. Dans certaines situations, celui-ci peut rendre service. Il est notamment utilisé dans la production d’ozone pour l’industrie, et employé certains systèmes de filtrage et de purification d’eau et d’air, détruisant des particules organiques en suspension. Enfin, c’est ce phénomène que l’on retrouve au cœur des boules à plasma décoratives.

Malgré ces usages, l’effet corona est, dans la majorité des cas, délétère. Comme évoqué plus tôt, il est signe d’une perte de puissance, ainsi qu’une usure prématurée du matériel. Il engendre également des bruits parasites et des perturbations radioélectriques. Si le phénomène est souvent négligé pour des tensions inférieures à 345 000 volts, il est systématiquement étudié pour des tensions supérieures. Sur les lignes à haute tension, cet effet peut être contrôlé en augmentant le diamètre des conducteurs, ce qui a pour effet de limiter le champ électrique de surface. Il est aussi possible d’augmenter la distance entre les différentes phases.

Pour la gestion de points singuliers comme l’extrémité de pylônes, les contacteurs dans les sous-stations, ou pour certains équipements spécifiques de transformateurs à haute tension, on utilise principalement des corona ring. Ces éléments métalliques, souvent en aluminium ou en acier inoxydable, ont une forme d’anneau ou de coupelle dans les installations extérieures. Dans les laboratoires, ils se présentent souvent sous la forme d’une boule creuse à facettes. Ils sont disposés sur les parties exposées électriquement, et permettent de répartir le champ électrique sur une surface plus grande et plus uniforme.

Différents corona rings installés dans une sous-station (en haut à gauche), dans des laboratoires (en haut à droite et en bas) et sur une ligne haute-tension (milieu droit) / Images : Artisan Industry, Hitachi, Wikimedia, Highvpower.

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Le prix de gros de l’électricité retrouve des niveaux comparables à ceux précédents la crise de l’énergie. Pourtant, le prix payé par le consommateur n’a pas baissé, bien au contraire puisqu’une augmentation de 10 % a été appliquée sur le tarif réglementé de vente (TRV) au 1ᵉʳ février 2024. Alors pourquoi une telle décorrélation entre le prix de gros de l’électricité et le prix payé par les usagers ?

La facture d’électricité des Français est en constante augmentation depuis deux ans avec des hausses successives du tarif réglementé de vente (TRV). Entre février 2022 et février 2024, il a connu une hausse totale de près de 40 %. De quoi fortement perturber la trésorerie des ménages et des petits professionnels. Depuis quelque temps, on entend parler de la baisse des prix sur le marché de gros de l’électricité, sans que le consommateur final voie sa facture diminuer pour autant.

En effet, après avoir subi de fortes hausses en 2021 et 2022 en raison de la baisse de la production nucléaire et hydraulique et de l’envolée du prix du gaz résultant de la guerre en Ukraine, le prix de gros de l’électricité connaît enfin une courbe descendante pour retrouver des niveaux similaires à ceux d’avant la crise. Selon l’organisme Ember, en France, le prix de gros moyen était de 76,66 euros/mégawattheure (MWh) contre 132,28 euros/MWh en janvier 2023 et 211,58 euros/MWh en janvier 2022. Il était de 59,47 euros/MWh en janvier 2021.

Distinction entre marché de gros et marché de détail de l’électricité

Si le prix de gros de l’électricité diminue, pourquoi paye-t-on toujours plus cher nos factures ? Déjà, il faut distinguer le marché de gros de l’électricité sur lequel les producteurs vendent l’électricité aux fournisseurs. Les échanges se font à différentes échéances : soit à très court terme, dans le cadre des produits spots avec des livraisons le jour même ou le lendemain, soit à plus long terme, dans le cadre de produits à terme avec des livraisons dans plusieurs semaines, mois, trimestres, voire années. Le prix est alors négocié au moment de la conclusion du contrat. Quand on dit que le prix de gros de l’électricité a baissé, on parle du marché spot, à court terme.

Or, cette baisse des prix sur le marché de gros à court terme n’est pas directement répercutée sur le prix payé par le consommateur final. Et tant mieux, parce que cela voudrait dire que le tarif de l’électricité payé par l’usager serait sujet à une variation quotidienne des prix, ce qui rendrait difficile la compréhension des factures et l’exposerait à des tarifs parfois nuls, parfois extrêmement élevés. Dans le cadre du marché de détail, un contrat est signé entre le fournisseur et son client pour la livraison d’électricité. Le prix du kilowattheure (kWh) est alors fixé sur la base du TRV ou librement déterminé par le fournisseur, pour les offres de marché. Le montant du TRV est fixé par les pouvoirs publics, après avis de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Il peut être modifié deux fois par an, en février et en août.

Le tarif réglementé de vente de l’électricité ne cesse d’augmenter malgré une chute des prix de gros

En février dernier, le TRV a augmenté de près de 10 % alors même que les prix spot de l’électricité connaissent une décrue. En réalité, lors de sa consultation, la CRE avait suggéré de conserver un niveau de prix stable : +0,18 % HT pour les clients résidentiels et -3,55 % HT pour les professionnels soumis au tarif bleu. Mais les pouvoirs publics ont décidé d’augmenter les taxes (l’ancienne Taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité (TICFE) appelée dorénavant l’accise). Pendant la crise, le montant de l’accise avait en effet été diminué à hauteur de 1 euro/MWh dans le cadre du bouclier tarifaire. Il est désormais de 21 euros/MWh. L’augmentation des taxes explique donc que le prix du kWh n’a pas baissé sur nos factures. Mais peut-on imaginer une diminution lors des prochaines échéances ? Mauvaise nouvelle : le gouvernement a déjà prévenu qu’une nouvelle hausse de l’accise allait intervenir en février 2025, pour retrouver son niveau d’avant-crise (32,44 euros/MWh).

Au-delà du montant des taxes, le prix du TRV est également affecté par le prix du marché de gros à long terme. Or, les acteurs de ce marché se sont montrés très précautionneux dans la fixation des prix pour les livraisons lointaines, compte tenu de la crise de l’énergie qui a marqué les esprits. Le gestionnaire de réseau RTE avait alerté sur la situation en précisant que l’augmentation des prix à terme sur le marché français « intégraient, depuis le second trimestre 2022, une prime de risque décorrélée des fondamentaux économiques sous-tendant les marchés de l’électricité ». Pour RTE, cela traduisait « une forte aversion au risque des acteurs et une couverture contre des scénarios de risque extrêmes qui n’apparaissaient toutefois que très peu probables ». Heureusement, cette prime de risque a progressivement disparu fin 2022 avant de réapparaître brièvement au printemps et à l’été 2023 pour s’effacer à nouveau depuis la fin de l’été 2023.

Enfin, il faut rappeler que les consommateurs sont libres de choisir leur fournisseur d’énergie. Et s’il était difficile de trouver des offres intéressantes pendant la crise, la situation s’améliore depuis quelques mois. Il peut donc être utile de comparer les offres et d’examiner celles proposées par les fournisseurs alternatifs, qui proposent souvent des réductions par rapport au prix du TRV.

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L’explosion des prix de l’électricité ces dernières années a conduit à l’émergence d’un véritable marché de la fraude. Des individus proposent ainsi d’intervenir sur votre compteur afin de faire baisser drastiquement votre facture d’énergie. Une pratique évidemment illégale et dangereuse.

La fraude n’est pas une pratique nouvelle dans le secteur de l’énergie. L’utilisation d’un aimant pour ralentir la roue des vieux compteurs électromécaniques, par exemple, était une pratique connue par le passé, qui permettait de diminuer le montant de la facture. Les compteurs électroniques qui ont pris le relais des anciens modèles électromécaniques étaient plus difficiles à trafiquer. Et le déploiement récent des compteurs communicants Linky devait rendre la fraude impossible.

En effet, les nouveaux compteurs communicants transmettent des informations à distance. On pourrait donc penser qu’une éventuelle fraude serait détectée en temps réel, permettant aux équipes d’ENEDIS de faire le nécessaire rapidement pour y mettre un terme. En réalité, ce n’est pas si simple. Il semble qu’un nouveau marché ait émergé ces derniers mois, sans doute à la faveur de l’explosion des prix de l’électricité depuis deux ans. Un journaliste de France 2 a ainsi échangé sur la messagerie en ligne Telegram avec un individu qui lui promettait une intervention pour 200 euros (avec un prix de groupe à 300 euros pour l’électricité et le gaz) qui lui permettrait de faire baisser sa facture d’énergie. Dans le reportage diffusé au journal télévisé de 13h le 2 avril, on parle d’une baisse de la facture de l’ordre de 50 à 70 %.

Comment fonctionne la fraude au compteur Linky ?

Mais comment procèdent ces personnes pour obtenir cette chute drastique des consommations ? Pour le comprendre, il faut se rappeler que l’électricité du réseau public de distribution passe des lignes présentes sur la voie publique (aériennes ou enfouies dans le sol) vers un câble de dérivation qui dessert chaque propriété (maison ou immeuble). Ensuite, l’électricité transite vers chaque logement et traverse le compteur avant d’alimenter l’ensemble des circuits électriques de l’habitation. Lorsqu’on utilise un appareil électrique dans la maison, la consommation est enregistrée par le compteur, qui la transmet chaque demi-heure à ENEDIS, puis au fournisseur d’électricité, qui établit la facture.

Pour faire baisser cette facture, il suffit logiquement de diminuer la consommation enregistrée par le compteur. Comme il semble difficile de toucher au compteur Linky proprement dit, une autre technique est employée : celle de la dérivation électrique. Cela n’a rien d’innovant en soi. Il s’agit de brancher certains appareils électriques directement au réseau public situé avant le compteur Linky, de sorte que la consommation ne soit pas enregistrée par le compteur. Ainsi, elle n’est pas facturée. Cette dérivation est généralement reliée aux appareils les plus énergivores, afin que la baisse de la facture soit importante : ballon d’eau chaude, lave-linge, sèche-linge, lave-vaisselle. Elle ne concerne pas l’ensemble des appareils électriques de la maison afin que le compteur enregistre tout de même une consommation, même faible. En effet, une absence totale de consommation du jour au lendemain dans une résidence principale pourrait facilement attirer l’attention d’ENEDIS.

Sur Ebay ou Leboncoin, il est facile de trouver des personnes proposant leurs services pour réaliser une fraude ou vendre des scellés.

Les dangers de la manipulation frauduleuse du compteur Linky

La mise en œuvre d’une dérivation sur le compteur est un grave problème. D’abord, l’opération en elle-même est particulièrement dangereuse puisque l’individu l’effectue alors que l’installation est sous tension. De plus, ce genre d’installation frauduleuse peut provoquer un court-circuit suivi d’un incendie sur l’installation, entraînant un risque important pour la sécurité des occupants de l’habitation et de l’immeuble le cas échéant. On peut se demander à ce titre si la dérivation frauduleuse ne contourne pas également les protections individuelles présentes sur le tableau électrique (disjoncteur de branchement, disjoncteurs différentiels) qui protègent les occupants en cas de défaillance d’un appareil.

Enfin, cette pratique caractérise un vol d’énergie qui est un délit. L’article 311-2 du Code pénal indique que « la soustraction frauduleuse d’énergie au préjudice d’autrui est assimilée au vol ». Et l’article suivant précise que « le vol est puni de trois ans d’emprisonnement et de 45 000 euros d’amende ».

Au-delà du volet pénal, lorsque l’agent d’Enedis se rend sur place pour constater le vol, il facture un forfait « agent assermenté » de 506,33 euros prévu en cas de « manipulation frauduleuse du dispositif de comptage » par son catalogue des prestations. Par ailleurs, en cas de fraude, un redressement est facturé au titre des consommations non réglées. Enedis a prévu une procédure dédiée qui donne les détails de la rectification effectuée. Si le compteur n’a pas enregistré la consommation, le redressement s’effectue soit sur l’historique de consommation s’il existe, soit sur la base des consommations enregistrées habituellement sur les profils du même type. Concernant la période corrigée, elle peut remonter jusqu’à deux ans en arrière pour un client particulier et jusqu’à 5 ans pour les professionnels. Enedis demandera aussi réparation pour tout dégât causé sur l’installation.

Enedis lutte contre la fraude à l’aide de l’intelligence artificielle

Pour lutter contre la fraude, Enedis examine les index transmis par Linky. Une baisse anormale et soudaine des consommations peut entraîner un contrôle de la part des agents du distributeur. Toutefois, dans la pratique, il n’est pas forcément aisé pour les agents de traiter l’ensemble des mouvements anormaux. La baisse des consommations dans un logement peut avoir plusieurs explications, dont la plupart totalement légitimes : départ en vacances pendant plusieurs semaines, changement de mode de production d’eau chaude et de chauffage, résiliation d’un bail, départ d’un occupant, etc. La multiplication des cas de baisse des consommations rend la détection de la fraude pas si évidente.

Interrogé par le journal Le Parisien, le directeur clients d’Enedis, Eric Salomon a évoqué ce phénomène de fraude en indiquant que 250 agents traitaient les alertes transmises par les compteurs Linky, afin de repérer d’éventuels cas. Il a aussi précisé avoir recours à l’intelligence artificielle (IA) pour comparer le niveau de consommation d’un logement avec d’autres habitations du même type, ce qui permet de déceler des niveaux anormalement bas de consommations.

Et Enedis a publié un communiqué de presse sur le sujet le 6 mars 2024 afin d’appeler les consommateurs « à la plus grande vigilance », indiquant que le nom et l’identité de certains de ses collaborateurs étaient parfois usurpés à des fins frauduleuses. Il semble donc que des usagers soient bernés par de faux employés d’Enedis qui leur proposeraient leurs services pour faire baisser leur facture d’énergie. Le distributeur a rappelé à cette occasion la condamnation de deux hommes à Besançon en décembre dernier, pour avoir proposé et réalisé des actes frauduleux sur des compteurs électriques. Les peines prononcées sont alors allées jusqu’à 24 mois de prison, dont 12 avec sursis probatoire de trois ans et 25 000 euros d’amende dont 15 000 euros avec sursis.

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La crise énergétique a fait flamber les prix et induit des bénéfices exceptionnels chez les entreprises opérant dans l’électricité. Afin de redistribuer ces « superprofits », Bruno Le Maire envisage de reconduire leur taxation en 2025, sur la rente inframarginale des producteurs d’électricité. Sous pression financière, le ministre se résout à prolonger un dispositif qu’il n’a jamais soutenu.

5,5 %. C’est le déficit public calculé par l’Institut national de la statistique et études économiques (INSEE). Il est plus élevé que celui anticipé par le gouvernement (4,9 %). « C’est un dérapage dans l’exécution qui est important, pas tout à fait inédit, mais très rare », affirme Pierre Moscovici, le premier président de la Cour des comptes. La France est au troisième rang des pays les plus endettés de la zone euro.

Pour combler une partie de cette dette abyssale, le gouvernement envisage de reconduire, en 2025, la contribution sur les rentes inframarginales (CRIM) des producteurs d’électricité. Sur BFM vendredi, Bruno Le Maire l’assure : « il y aura dans ce budget, comme il y a eu en 2023, une récupération des rentes qui ont pu être faites par les énergéticiens tout simplement parce que les prix ont flambé. » Et de préciser : « ce n’est pas une augmentation d’impôts, c’est rétablir de la justice sur des entreprises qui ont des rentes tout simplement parce que les prix flambent », ce n’est pas lié à leurs investissements ou à la modernisation de leurs outils de production.

Une taxation qui a moins rapporté que prévu

Décidée au niveau européen au second semestre 2022 au moment où les producteurs pouvaient vendre des mégawattheures à des prix mirobolants sur le marché de l’électricité, la Commission européenne estimait qu’elle devait rapporter 25 milliards d’euros à travers l’UE sur les années 2022 et 2023. Ils devaient se voir appliquer 33 % d’impôt sur les sociétés (IS) prélevé par chaque État membre, sur les bénéfices qui dépassent de 20 % la moyenne observée sur les 4 derniers exercices fiscaux. Or, en France, le rendement a été beaucoup moins grand que prévu.

La surprise du ministre entre les recettes prévisionnelles et réelle de cette taxe étonnent, au vu de la légèreté des mesures, soulignée par la Cour des comptes. Les producteurs, distributeurs et intermédiaires ont empoché 30 milliards d’euros de marges bénéficiaires à la faveur de la crise énergétique quand l’État n’en a récupéré seulement 2,8 milliards, loin des 12,3 milliards escomptés.

Lui qui se posait en fervent pourfendeur de la taxe des superprofits dans l’énergie, préférant les remises à la pompe et autre effort national de la part des entreprises, a dû se résoudre à l’implémenter dans le domaine de l’électricité. Ce ne sera donc pas une taxation plus large, car elle restera axée sur les rentes inframarginales de l’électricité. Pas de taxation des superdividendes des entreprises, pas de taxation sur les rachats d’action comme proposée par la présidente de l’Assemblée nationale Yaël Braun-Pivet, pas d’ISF vert…

Une décision qui fait débat

Déstabilisé par la mauvaise gestion des finances publiques, Bruno Le Maire se contente d’économiser l’argent là où c’est facile : un plan d’économies a été demandé à plusieurs services publics tels que l’Ademe, le CEA, l’Andra. Lui qui ne veut pas augmenter les impôts ni élargir la taxation à d’autres produits énergétiques se résout à reconduire, à la hâte, la rente inframarginale des producteurs d’électricité. Si la réforme européenne du marché de l’électricité visait à rendre les factures des consommateurs d’électricité moins dépendantes des prix à court terme des fossiles et à améliorer le fonctionnement du marché pour assurer la sécurité d’approvisionnement, elle ouvrait la porte au plafonnement des revenus des technologies inframarginales à 180 €/MWh et non sa taxation.

Selon l’Union française de l’électricité (UFE), la CRIM « risque de freiner les investissements dans les énergies bas-carbone », alors qu’ils sont « déjà affectés par l’absence de décision quant à la programmation énergétique. » Le nouveau ministre de l’Énergie, après la hausse des taxes sur l’électricité qui a augmenté les tarifs réglementés, prend une nouvelle mesure hâtive pour corriger la trajectoire des dépenses publiques : la taxation de la rente inframarginale des producteurs d’électricité.

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Le Schéma décennal de développement du réseau (SDDR) a été soumis à consultation par Réseau de transport d’électricité (RTE). La précédente version datée de 2019 est devenue obsolète, avec la relance du nucléaire, l’accélération des renouvelables et la réindustrialisation. Il structurera le développement du réseau haute et très haute tension jusqu’à 2040, ciblant l’investissement de 100 milliards d’euros. D’ici là, l’UE devra avoir baissé ses émissions de 55 % et être en route pour la neutralité carbone 2050.

La France est à la troisième étape de la construction du maillage électrique. Après la reconstruction du pays puis le développement du parc nucléaire, « ce n’est un secret pour personne, le réseau va devoir être renforcé et modernisé au cours des prochaines années » explique un membre du directoire de RTE, Thomas Veyrenc.

Pour prendre la mesure du défi, ce programme de raccordement est « sans précédent depuis la création de RTE. » La planification sera temporelle. Jusqu’à 10 gigawatts (GW) devront être raccordés chaque année pour atteindre entre 110,5 et 115,5 GW, sans compter les GW stockeurs, dont le nombre est encore flou. Elle sera aussi spatiale, car la structure de la « colonne vertébrale » devra être adaptée afin d’éviter des congestions, notamment sur l’axe ouest – est. Le réseau de 400 kilovolts (kV) sera insuffisant pour accueillir les nouveaux électrons, dont la production sera de moins en moins concentrée.

Décarboner, mutualiser les efforts et accompagner les raccordements

RTE identifie certaines zones géographiques, notamment portuaires (un quart de la consommation finale d’électricité et 20 % des émissions françaises) pour y instaurer une dynamique d’électrification. Le Havre, Dunkerque, Fos comptent parmi les cibles prioritaires.

Dans le secteur tertiaire, RTE aura à répondre à la consommation grandissante et bientôt prédominante dans l’augmentation de la consommation d’électricité, celle des data centers. « Ces perspectives sont crédibilisées par la croissance très forte des demandes de raccordement de data centers (de l’ordre de 8 GW de puissance demandée). » À nouveau, elles sont localisées en Ile-de-France et à Marseille et leur concentration devra être réalisée sans congestion locale, comme il peut notamment arriver en Allemagne, Irlande et aux Pays-Bas. À Marseille, par exemple, les élus souhaitent freiner les projets de data centers dans les quartiers nord, en lien avec les projets de renouvellement urbain et d’électrification des navires à quai.

Prioriser les projets de production

Fini les raccordements « au fil de l’eau », où le premier arrivé est le premier servi. La planification temporelle et géographique s’impose à RTE en s’appuyant sur « les perspectives réelles de mise en service des nouvelles installations. » Par exemple, la temporalité importe dans le raccordement du nouveau nucléaire. Les besoins diffèrent si les nouveaux réacteurs s’ajouteront ou remplaceront les réacteurs existants.

La prudence est donc de mise. Quant au déploiement de l’éolien en mer, il est localisé et temporellement séquencé en 3 programmes. Le développement des batteries stationnaires impose de nombreuses demandes de raccordement, mais beaucoup de projets ne se concrétisent finalement pas. RTE a aussi retenu « une trajectoire prudente de développement des interconnexions d’ici 2040 » avec 5 projets qui devraient arriver à leur mise en service avant 2030 et 4 autres (2 avec le Royaume-Uni, 2 avec l’Espagne) entre 2035 et 2040.

Cette même prudence consiste aussi à anticiper les effets du changement climatique. Basant l’adaptation du réseau sur une trajectoire de référence à + 3 °C en 2100 par rapport à l’ère préindustrielle, RTE cible certains aléas prioritaires : inondation et montée des eaux, incendie, canicule et sécheresse (lignes aériennes et souterraines), tempête. Le gestionnaire du réseau de transport rappelle que la hausse des températures provoque une baisse des capacités de transit.

Accélération des investissements

Alors que RTE devrait investir 2,2 milliards en 2024, ce chiffre sera porté à 3,7 milliards en 2027. D’ici à 2040, la « trajectoire priorisée pourrait être de l’ordre de 100 milliards d’euros. » « In fine, la trajectoire effective d’investissements de RTE dépendra des choix de politique énergétique, et notamment du rythme effectif de croissance de la consommation d’électricité » explique Thomas Veyrenc.

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La période actuelle est propice à la chute des prix de l’électricité sur les marchés, jusqu’à atteindre des valeurs négatives. En effet, le solaire et l’éolien fonctionnent à haut régime et la demande est en berne lors des multiples jours fériés. La tendance devrait se poursuivre jusqu’en mai.

Le week-end du 23 et 24 mars, les prix de l’électricité ont oscillé autour de… zéro euro le mégawattheure (€/MWh). Ils sont même descendus à –7 €/MWh durant une heure. La chute des prix a été limitée et moindre qu’observée chez nos voisins allemands, par exemple, car le solaire et l’éolien français sous contrat pour différence (CfD) a réduit sa production. Ils ne sont pas subventionnés en cas de prix négatifs, au contraire des allemands, qui le sont pendant 6 heures consécutives avant que les subventions ne disparaissent. Bien que 15 gigawatts (GW) de nucléaire se soit effacé et 5,5 GW de solaire et éolien aient été bridés, les prix sont quand même descendus sous le seuil de 0 €/MWh.

Prix négatifs : un phénomène récurrent à cette période

Jeudi 28 mars, du vent entre 50 et 95 km/h est prévu sur tout le territoire. La production éolienne devrait avoisiner 14 GW. Sa grande contribution devrait encore faire baisser les prix. Globalement, la fin de l’hiver est encore propice à de forts vents. À cela s’ajoute la production solaire qui va augmenter à mesure que l’été se rapproche. La combinaison d’un vent persistant et des beaux jours qui arrivent induira une plus grande part des renouvelables dans la production, dominant même certains mix européens.

Côté consommation, la demande en électricité observée en 2023 est passée, en moyenne, de 65 GW en février à 47 GW en mai. Les températures plus clémentes expliquent en partie cette baisse. Les jours fériés à venir, comme ce week-end de Pâques, soutiendront la baisse des prix à travers la baisse de la demande lors de ces jours à faible activité industrielle. Alors que nous exportons l’électricité française majoritairement lors de pics de consommation, ce surplus de production ne peut pas être exporté lors des creux de consommation. Les prix encore plus bas observés chez nos voisins européens rendent la situation toujours plus baissière.

Cette situation est observée chaque année et, à mesure que les énergies renouvelables progressent, le défi est de gérer cette surproduction à travers des moyens de stockage notamment. D’autres outils peuvent également aider, comme les panneaux solaires bifaciaux, qui produisent en début et fin de journée lors des pics de consommation. Le « gaspillage » via l’écrêtement de la production devra être limité afin de ne pas décourager les investissements dans le secteur des renouvelables.

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Propulser un avion grâce à un jet de plasma créé par de l’électricité ? Ceci n’est pas de la science-fiction, mais le projet bel et bien réel de Sylphaero, une start-up bordelaise. Cette technologie vise les avions à réaction, qui représentent près de 95 % du marché.

L’électrification dans l’aéronautique est un objectif notoirement difficile, plus complexe encore que dans l’automobile. Les avions, en effet, ne peuvent pas tolérer une augmentation significative de leur masse et de leur volume, et les batteries électriques sont plus lourdes et plus volumineuses que les hydrocarbures. L’équation est donc très compliquée. Si les développements récents des batteries ouvrent aujourd’hui la porte à l’avion électrique, une autre difficulté réside dans le choix de la technologie du moteur, et donc dans la performance de l’avion.

Une différence majeure entre avion à hélice et avion à réaction

Expliquons-nous. La propulsion aérienne repose sur deux technologies principales. En premier lieu, le turbopropulseur, qui équipe ce que l’on peut appeler « l’avion à hélices ». Ici, l’énergie libérée par la combustion des hydrocarbures entraîne un axe de rotation qui transmet ses efforts à une hélice. Cette hélice a pour fonction d’accélérer l’air environnant pour générer la poussée qui permet la mise en mouvement de l’avion.

En second lieu, les avions à réaction. Ces derniers sont équipés de moteurs, appelé turboréacteurs, dans lesquels l’énergie libérée par la combustion des hydrocarbures est directement injectée dans l’air, préalablement comprimé par une turbine. Et c’est l’échappement de cet air chaud vers l’arrière de l’avion qui génère la poussée, sans qu’il y ait besoin d’hélice.

Différence entre un turbopropulseur et un turboréacteur / Schéma : Médiawiki, modifié par RE.

Pour les moteurs à hélice, il est relativement aisé de remplacer un moteur thermique par un moteur électrique, puisque ce dernier peut directement actionner l’hélice. Ainsi, il existe de nombreuses sociétés qui visent ce marché, comme Aura Aero, qui a décroché une importante commande en fin d’année dernière. Cependant, pour ce type d’avion, la vitesse de vol est limitée à 800 km/h environ, du fait qu’une hélice perd son efficacité à l’approche de la vitesse du son. Et c’est la raison pour laquelle près de 95 % des avions sont aujourd’hui équipés de moteur à réaction.

L’électrification du transport aérien devra donc passer par l’électrification des avions à réaction. Toutefois, il n’est pas simple de réaliser la même substitution pour les moteurs à réaction que pour les moteurs à hélice. En effet, dans ce cas, les moteurs électriques ne sont d’aucune aide, puisqu’il faut directement injecter l’énergie électrique dans l’air. Mais Sylphaero a pour ambition d’y parvenir.

Le plasma, avenir de la propulsion aérienne ?

La startup française Sylphaero mise sur une technologie électrothermique permettant de réchauffer l’air à partir d’électricité. Pour ce faire, elle utilise un arc électrique, c’est-à-dire précisément le phénomène qui a lieu dans les éclairs, et qui est capable de porter l’air à une température extrêmement élevée, jusqu’à 20 000°C. À cette température, l’air est transformé en plasma. Ce plasma est ensuite accéléré comme dans un réacteur classique et éjecté à l’arrière de l’appareil.

Les deux fondateurs et leur passion : un turboréacteur / Image : Sylphaero.

La société Sylphaero a été fondée par deux ingénieurs : Tom Bernat et Damien Engemann. Elle est basée à Mérignac (Gironde) depuis 2021. Elle a pu bénéficier d’un soutien financier de la Région Nouvelle-Aquitaine, de Bpifrance, ainsi que de prêts d’Airbus, du Réseau Entreprendre et du CNES (Centre national d’études spatiales). L’équipe travaille à la conception d’un moteur de démonstration, de 90 kW, permettant de démontrer la faisabilité technique ainsi que les performances. Un enjeu de taille est de démontrer la tenue à longue durée des matériaux aux températures du plasma, en moyenne de 3 000 °C, mais pouvant localement dépasser 10 000 °C.

Ce prototype permettra de convaincre des investisseurs. Sylphaero aura en effet besoin d’environ 30 millions d’euros pour espérer démontrer le fonctionnement de son réacteur en vol. Avec les batteries actuelles, la société envisage que les avions puissent bénéficier d’une autonomie allant jusqu’à 1 500 km, soit 80 % des vols d’affaires en Europe. Les applications à long terme de la technologie vont en outre bien au-delà de l’aviation. De tels propulseurs électrothermiques à arc pourraient également servir au secteur spatial, notamment pour de premiers étages de fusées réutilisables. De larges perspectives, donc. Souhaitons bonne chance à l’équipe au cœur de cet enthousiasmant projet.

Sylphaero propose une courte vidéo du test de son système de chauffage de l’air par arc électrique :

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Depuis quelques mois, un large choix de boîtiers électroniques destinés aux abonnés de l’offre d’électricité Tempo d’EDF apparaît sur le site de petites annonces Leboncoin. Fabriqués artisanalement par des passionnés, ces appareils permettent de consulter rapidement la « couleur » du jour, afin de mieux maîtriser ce contrat complexe. Certains proposent même des délesteurs, pour couper automatiquement les appareils énergivores durant les « jours rouges ». Un marché de niche laissé libre par EDF, depuis qu’il a cessé de distribuer ses propres boîtiers.

L’option « Tempo » du tarif bleu d’EDF est actuellement l’un des contrats d’électricité les plus économiques. Cette offre complexe se décline en six tarifs, qui diffèrent selon les heures pleines en journée, les heures creuses nocturnes et la « couleur » du jour. Le prix de l’électricité est très bas durant les jours « bleus », un peu plus coûteux lors des jours « blancs », mais extrêmement cher durant les heures pleines des jours « rouges » (lire notre article pour tout savoir sur l’option Tempo). Ce contrat permet de récompenser les abonnés pour leur effort de sobriété lors des jours « rouges » qui sont généralement activés l’hiver lorsque le réseau électrique est tendu.

Chaque saison, un maximum de 22 jours « rouges » peuvent être placés en semaine, entre le 1ᵉʳ novembre et le 31 mars. L’abonné Tempo a tout intérêt d’être alerté de la survenue d’un jour « rouge », le tarif passant de moins de 0,20 €/kWh à près de 0,80 €/kWh lors des heures pleines. Au lancement de l’option Tempo en 1998, EDF distribuait à ses clients des boîtiers indiquant la couleur du jour au moyen de LED et d’un signal sonore pour les jours « rouges » (lire notre article). Aujourd’hui, la mission a été transférée aux applications smartphones et alertes mails et SMS.

Toutefois, un certain nombre d’abonnés à l’option Tempo souhaitent toujours disposer d’un moyen physique leur permettant de connaître la couleur du jour et celle du lendemain, sans passer par son téléphone ou ordinateur. EDF ne répondant plus à cette demande depuis l’arrêt de la distribution des petits boîtiers à LED, une poignée de passionnés à pris le relais. À la rédaction de cet article, nous comptions pas moins de 7 boîtiers Tempo différents fabriqués « artisanalement », vendus entre 32 et 110 € sur le site de petites annonces Leboncoin. Parmi ceux-ci, 5 appareils sont de simples écrans indiquant les couleurs Tempo et 2 des délesteurs, qui permettent de couper automatiquement l’alimentation d’appareils très consommateurs durant les heures pleines des jours rouges.

« Disposer de l’information en un coup d’œil, sans effort »

Nous avons contacté ces bricoleurs à priori expérimentés, afin de connaître leurs motivations à concevoir et commercialiser ces boîtiers. « L’idée de ce projet m’est venue d’un constat simple au sein de mon foyer : malgré notre volonté de réduire notre consommation énergétique, nous n’avions pas toujours le réflexe de vérifier la couleur du jour. Ce boîtier est donc né de la nécessité de rendre cette information accessible et visible de tous, au quotidien, afin d’éviter les pics de consommation lors des jours rouges, où l’énergie est la plus chère », nous explique Mehdi, qui a conçu un boîtier en résine imprimé en 3D, aux allures de smartphone. « Je suis convaincu que cette solution peut aider de nombreux foyers à mieux gérer leur consommation d’énergie, en offrant une visualisation claire et instantanée des moments les plus opportuns pour utiliser leurs appareils énergivores » affirme-t-il.

Diverses annonces vendant des afficheurs Tempo sur Leboncoin.

Philippe, qui a conçu le boîtier « Montempo » dit adresser son produit « à des personnes qui sont elles-mêmes peu connectées et/ou souhaitent disposer de l’information en un coup d’œil, sans effort ». « Certaines personnes en demandent plusieurs pour les installer dans 2 pièces de la maison ! L’outil a vocation à passer le message sur la couleur du jour Tempo à venir à toute la famille » détaille cet ingénieur à la retraite.

Bernard, qui a imaginé le petit cube « Tempobox » a d’abord fabriqué un exemplaire pour ses propres besoins. « Étant abonné à l’option Tempo de chez EDF, je voulais avoir en permanence, de manière visible, les informations liées à ce contrat » argue cet informaticien, qui a également créé une application smartphone dédiée à l’option Tempo. Florian, quant à lui, dit avoir conçu son boîtier pour un proche. « À la base, je l’ai fait pour le Noël de mon père. C’est un moyen simple et visuel d’afficher l’information. Puis je me suis dit que ça pouvait intéresser d’autres personnes. »

Détail de certains des boîtiers Tempo vendus sur Leboncoin.

Plus de 200 boîtiers Tempo artisanaux vendus

La plupart de ces boîtiers utilisent une carte ESP-32. Du matériel reconnu « pour sa stabilité, sa capacité de connectivité Wi-Fi et sa facilité de programmation » nous explique Mehdi. « Elle constitue une base solide pour développer un appareil connecté, fiable et efficace. ». Ce passionné affirme utiliser « une API (une interface de programmation d’application, NDLR) dérivée de celle de RTE ». « L’API officielle de RTE nécessitant une authentification complexe, j’ai préféré opter pour une solution plus accessible, tout en garantissant la fiabilité et l’actualité des informations transmises » détaille-t-il.

Car ces appareils, qui communiquent tous via Wifi, récupèrent les informations publiées d’abord par RTE, aux alentours de 7h, puis par EDF entre 11h et 12 h. Le défi est donc d’obtenir les données de RTE, qui permettent aux utilisateurs d’être informé plus tôt de la couleur du lendemain. Tous les boîtiers artisanaux vendus sur Leboncoin n’ont ainsi pas le même horaire de mise à jour de la couleur.

Si les caractéristiques sont très différentes d’un boîtier à l’autre, certains affichant aussi le « saint » du jour, d’autres le nombre de jours restants pour chaque couleur, parviennent-ils à trouver preneur ? Parmi les créateurs qui ont accepté de nous communiquer leurs ventes, nous comptabilisons plus de 200 unités écoulées. Le plus grand succès reviendrait à l’« afficheur Tempo », l’un des premiers boîtiers Tempo artisanaux mis sur le marché. 150 exemplaires ont été vendus depuis le lancement fin 2023, selon son concepteur, un professeur de mathématiques, qui se dit avoir « été contraint de [se] déclarer en micro entrepreneur face au grand nombre de demandes ». Les boîtiers concurrents revendiqueraient chacun entre 2 et 20 ventes, d’après leurs créateurs.

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