The Guardian, dans une étude publiée le 15 septembre 2024 et menée sur la période 2020-2022, dévoile l'écart exorbitant entre les émissions de carbone annoncées par les GAFAM et la pollution réelle de leurs centres de données.

7,62 fois plus d'émissions de CO2 qu'annoncé par les GAFAM

L'étude publiée dans The Guardian, dévoile que les centres de données des GAFAM (Google, Amazon, Meta, Apple, Microsoft) émettent 7,62 fois plus de CO2 que les chiffres officiels avancés par ces entreprises. En effet, une analyse menée entre 2020 et 2022 montre que ces géants de la tech sous-estiment de 662 % leurs émissions réelles. Pour donner une échelle, The Guardian souligne que si les GAFAM étaient un pays, ils se classeraient au 33e rang mondial des plus gros pollueurs, juste après les Philippines.

Selon les chiffres de l'Agence Internationale de l'Énergie (AIE), les centres de données consommeront à eux seuls 2,5 milliards de tonnes de CO2 d’ici 2030, soit 4 fois plus que ce qu'a émis la France en 2022 (623 millions de tonnes de CO2). Cette hausse est principalement due à l'explosion de la demande en calcul informatique, notamment avec le développement des IA.

Le rôle des entreprises pour la neutralité carbone

Les GAFAM se targuent d’une transition énergétique en faveur du renouvelable, mais les faits montrent une réalité bien différente. Comme le démontre l'étude de The Guardian, ces entreprises n'hésitent pas à faire usage des certificats d'énergie renouvelable (CER). Ceux-ci permettent de compenser leurs émissions sans changer fondamentalement leur approvisionnement en énergie. Autrement dit,  de déclarer des énergies vertes, sans les utiliser pour autant. Par conséquent, même si elles affichent des objectifs ambitieux, la réalité est que la majorité de leurs centres de données continue de fonctionner avec des énergies fossiles.

On entend d'ailleurs déjà parler de datacenters, notamment en Irlande, qui consomment plus d'énergie que les habitants autour d'eux. Au vu de l'essor de l'intelligence artificielle, qui, rappelons-le, a des besoins énergétiques dix fois supérieurs à ceux des applications plus traditionnelles, cette problématique n'en est encore qu'à son état embryonnaire. La neutralité carbone se fera ou ne se fera pas ; ce qui est sûr, c'est qu'elle ne pourra en aucune façon être atteinte sans le concours des entreprises.

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Alors que la Commission de régulation des prix de l'énergie annonce une réduction de 10% sur les tarifs réglementés de l'électricité dès février, Antoine Autier de l'UFC-Que Choisir tempère les enthousiasmes en rappelant que ces tarifs restent nettement supérieurs à ceux d'il y a deux ans.

Une baisse des tarifs de l'électricité de 10% mais 27% de plus qu’il y a deux ans

Selon Antoine Autier, responsable des études et spécialistes des questions d’énergie à l’UFC Que Choisir, même avec cette baisse prévue pour le début de l'année prochaine, les tarifs réglementés de l'électricité seront toujours plus élevés. « Même si on applique en février prochain une baisse de 10%, ce sera toujours 27% de plus qu'il y a deux ans », a-t-il expliqué ce jeudi 12 septembre sur Franceinfo. La pression continue donc de peser sur les budgets des ménages français. « Il faut contextualiser », a-t-il ajouté, soulignant que le consommateur moyen, notamment ceux chauffés à l'électricité, paie actuellement environ 2 250 euros par an, soit 40% de plus que début 2023.

Le représentant de l'association de consommateur a insisté sur la nécessité de ne pas oublier les augmentations substantielles que les tarifs ont connues récemment, exacerbant l'impact de la hausse globale sur le pouvoir d'achat. Cette augmentation continue pose des défis non seulement pour la gestion du budget domestique mais aussi pour la prévision des dépenses futures.

Un système de calcul contesté

Le mode de calcul des tarifs réglementés est au cœur des critiques formulées par l'UFC Que Choisir. Antoine Autier critique la méthodologie qui accorde plus de 50% de l'influence aux prix des marchés de l'électricité, un système qui, selon lui, ne reflète pas les coûts réels de production en France. « C'est tout à fait anormal », a-t-il affirmé, arguant que les consommateurs devraient bénéficier de tarifs basés principalement sur les coûts de production nationaux, particulièrement ceux du nucléaire d'EDF.

En rappelant que la France bénéficie d'une électricité largement décarbonée et produite à des coûts inférieurs à ceux du marché, le représentant de l'association de consommateur plaide pour une révision des règles de calcul. Il soutient que des ajustements dans la manière dont les tarifs sont fixés pourraient largement réduire les charges énergétiques pour les consommateurs français, en adéquation avec les coûts de production locaux.

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Un big-bang à venir dans le secteur de l’électricité ? Face à la dégradation des finances publiques, Bercy imagine une nouvelle taxe sur les énergéticiens. Elle pourrait ainsi toucher davantage le géant de l'énergie français, EDF, que les autres entreprises.

Une nouvelle taxe sur le marché de l’électricité

Face à une situation des comptes publics critique, le ministère de l’Économie planche sur une nouvelle taxe. En effet, cette dernière, initialement prévue pour s’appliquer aux superprofits des entreprises énergétiques, se transforme. Désormais, elle concerne majoritairement le géant de l'énergie en France, EDF. Les centrales nucléaires d’EDF, ainsi que ses barrages hydrauliques, sont directement visés, tandis que les autres énergéticiens comme TotalEnergies et Engie, principalement axés sur le gaz et l’hydraulique, y seront également soumis. Cette taxe doit permettre de tirer profit des revenus générés par la capacité installée des infrastructures énergétiques sur le territoire français.

L’idée derrière cette taxe est claire : l’État cherche des moyens pour respecter la trajectoire budgétaire et combler les déficits. Jean-René Cazeneuve, rapporteur général du Budget, explique que la taxation des capacités installées est un moyen efficace de récupérer une part des revenus importants générés par les infrastructures énergétiques d’EDF.

Impact sur EDF et le secteur de l’énergie

En effet, ces revenus résultent de l’exploitation des centrales nucléaires et des barrages. De fait, le géant de l’énergie est un contributeur important dans ce nouveau cadre fiscal. Pour EDF, cette taxe de 3 milliards d’euros pourrait avoir des conséquences significatives. D'une part, sur ses résultats financiers que sur sa capacité à investir dans la transition énergétique.

Alors que l’entreprise s’engage dans une politique d’investissements massifs pour moderniser son parc nucléaire et développer des énergies renouvelables, une ponction fiscale de cette envergure pourrait ralentir ces efforts. De plus, cette nouvelle pression fiscale pourrait se traduire par une augmentation des prix de l’électricité. Et donc, avoir un impact direct sur les ménages français.

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Fierté pour le monde arabe : comme l'a annoncé la Emirates Nuclear Energy Corporation dans un communiqué, les Émirats arabes unis ont inauguré, le 5 septembre 2024, la mise en service de leur première centrale nucléaire, Barakah.

Les Émirats arabes unis ont mis en service leur première centrale nucléaire

Les Émirats arabes unis ont mis en service la première centrale nucléaire du golfe du persique, et plus généralement, du monde arabe. La centrale de Barakah, située à l'ouest d'Abou Dhabi, est désormais pleinement opérationnelle depuis le 5 septembre 2024, et pourrait produire jusqu'à un quart de la consommation énergétique du pays annuelle (40 TWh) selon le communiqué l'Emirates Nuclear Energy Corporation (ENEC . Le projet a démarré en 2020 et a coûté pas moins de 24,4 milliards de dollars. Selon l'Emirates Nuclear Energy Corporation (ENEC). 

Les Émirats arabes unis, bien qu'ils disposent de ressources gigantesques en pétrole, souhaitent diversifier leurs sources de production afin de garantir leur souveraineté énergétique tout en réduisant leur dépendance aux énergies fossiles. Le pays souhaite ainsi se positionner comme porte-drapeau de la transition énergétique dans le monde arabe. La centrale alimente des entreprises stratégiques comme Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC), Emirates Steel et Emirates Global Aluminium, en plus de contribuer à la décarbonation du pays.

Vers une course à la décarbonation dans le monde arabe ?

Les Émirats sont ainsi le deuxième pays de la région, après l’Iran, à développer l’énergie nucléaire. L'Arabie saoudite a d’ailleurs annoncé vouloir suivre la même voie que les Émirats arabes unis. Ce projet est une avancée majeure pour la région qui reste très dépendante des hydrocarbures.

Avec le lancement de sa centrale nucléaire, les Émirats démontrent leur volonté de diversifier leurs sources d'énergie et de réduire leur empreinte carbone, confirmant ainsi leurs engagements pris à l'occasion de la COP28, qu'ils ont accueillie en 2023. En plus du nucléaire, ils investissent aussi dans les énergies renouvelables pour atteindre leur objectif, qui est de réduire de 55 % leurs émissions de CO2 d'ici à 2030, et atteindre la neutralité carbone en 2050.

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La Cour des comptes vient de publier un avis explosif. Ce dernier pointe le besoin très important de baisser les taxes sur l’électricité et le carburant. Le prix de l’énergie est trop élevé pour les ménages. Il faut une action d’urgence.

Une baisse des taxes sur l’énergie selon la Cour des comptes

Dans un avis, la Cour des comptes dénonce une fiscalité sur l’énergie excessivement complexe et inéquitable. Actuellement, les taxes sur l'énergie représentent plus de 40 % de la facture énergétique moyenne d’un ménage français. Ainsi, en 2021, ces prélèvements ont rapporté 60 milliards d’euros à l’État, dont 15 milliards issus de la TVA. Cependant, selon la Cour des comptes, la France se situe dans la moyenne européenne en termes de taxation énergétique.

Le principal problème réside dans la répartition inégale des taxes. En effet, certains consommateurs, notamment les ménages aisés ou les entreprises exonérées, bénéficient d'avantages fiscaux injustifiés. Par exemple, le kérosène et le fioul maritime ne sont pas taxés. En revanche, des réductions sont accordées au secteur du transport routier, aux agriculteurs ou encore au secteur du BTP. Par ailleurs, ces exonérations représentent environ 16 milliards d’euros de niches fiscales. Cette somme ne rentre pas dans les caisses de l’État chaque année.

Une fiscalité qui ne contribue pas à la décarbonation

Le rapport de la Cour des comptes met également en lumière l’échec de la fiscalité énergétique en tant qu’outil de politique climatique. En effet, contrairement aux intentions de la France en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre, la structure actuelle des taxes ne permet pas de contribuer efficacement à la décarbonation du pays. Les tentatives de « verdissement » de la fiscalité énergétique se sont fracassées sur l’autel des mouvements sociaux, comme les gilets jaunes ou la colère des agriculteurs.

La Cour des comptes appelle donc à une réforme des taxes sur le gaz, le carburant et l’électricité, non seulement pour améliorer la justice fiscale mais aussi pour contribuer à la transition énergétique. Mais surtout, il y a urgence. En effet, la réforme du marché carbone européen approche. Cependant, cette dernière devrait provoquer une hausse importante des prix de l'énergie. Dès 2027, les prix du gaz et du carburant pourraient augmenter de 11 % à 13 %. À moyen terme, la baisse prévue de la consommation de gaz et de pétrole pourrait entraîner une chute des recettes fiscales liées à l'énergie. Cette perte est estimée à 13 milliards d'euros d’ici 2030 et 30 milliards d’ici 2050.

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EcoFlow frappe fort avec le PowerHat, un chapeau solaire conçu pour recharger vos appareils électroniques en plein air. Destiné aux amateurs de randonnée, de camping et de plage, ce produit combine simplicité d’utilisation et performance énergétique, le tout grâce à l’énergie solaire. Ce chapeau innovant pourrait bien devenir le prochain incontournable des baroudeurs qui cherchent à rester connectés en pleine nature sans craindre de tomber à court de batterie.

PowerHat : un chapeau léger high-tech

Le PowerHat de la marque chinoise EcoFlow intègre des panneaux solaires en silicium monocristallin, capables de fournir une puissance de 12 watts en plein soleil. Ces panneaux, habilement placés sur la bordure du chapeau, permettent de recharger deux appareils simultanément grâce à ses ports USB-A et USB-C. La capacité de charge est idéale pour un usage nomade, offrant la possibilité de recharger un smartphone en 3 à 4 heures selon l’ensoleillement.

Avec sa batterie interne de 4 000 mAh, le PowerHat vous assure de recharger votre téléphone et autres appareils électroniques tels qu'un GPS ou une lampe torche, même lorsque le soleil n'est plus au rendez-vous. Côté design, le chapeau affiche une robustesse pratique : il est en effet résistant à la poussière et à l’eau grâce à sa certification IP65. Autre atout du PowerHat : celui-ci ne pèse que 370 g.

EcoFlow : des innovations solaires à la chaîne

Le PowerHat n'est qu'une des nombreuses innovations qu'EcoFlow propose dans le domaine des solutions solaires. En plus de ce chapeau révolutionnaire, l’entreprise développe des produits de plus en plus sophistiqués, à l’image de la batterie Powerstream, un kit solaire pour balcon, qui permet aux citadins de générer leur propre électricité à partir de panneaux photovoltaïques. EcoFlow a également lancé le GLACIER, un compresseur portable capable de refroidir de 30°C à 0°C en seulement 15 à 20 minutes, parfait pour les baroudeurs qui souhaitent garder leurs aliments frais sans être dépendants d’une source d’électricité continue.

Autre innovation majeure, la PowerOcean, une batterie de 45 kWh, qui permet aux foyers de stocker leur propre énergie solaire, ou encore la batterie DELTA Pro Ultra, un générateur hybride intelligent conçu pour la maison, combinant énergie solaire et alimentation sur secteur pour une autonomie totale.

Vous l'aurez compris, la marque chinoise EcoFlow ne cesse d'innover et de réinventer l’usage de l’énergie solaire, en proposant des solutions pratiques et accessibles pour le quotidien. Qu’il s’agisse de recharger son téléphone en pleine randonnée ou d’alimenter sa maison en énergie renouvelable, la marque s’impose comme un acteur clé de la transition énergétique. Reste à voir si ces produits, en dehors de leurs promesses, sont durables dans le temps.

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Depuis quelques semaines, le gouvernement travailliste détient les clés du pouvoir au Royaume-Uni. Parmi ses priorités : la décarbonation de son électricité. L’objectif ambitieux est fixé à 2030.

Une électricité décarbonée dès 2030 au Royaume-Uni

Dès son entrée en fonction, le gouvernement britannique annonce des mesures décisives pour accélérer la transition énergétique. Parmi elles, la signature d’accords facilitant la mise en place de 131 projets d’énergies renouvelables. Ainsi, ces projets, totalisant 9,6 gigawatts, permettront de fournir de l’électricité à 11 millions de foyers. De fait, ce chiffre témoigne de l'ampleur de l'ambition britannique en matière de décarbonation. En effet, ces projets incluent principalement des installations d’éoliennes offshore et des fermes solaires, mais aussi des projets d'éolien terrestre.

Par ailleurs, l'accélération des investissements dans le nucléaire, notamment avec le soutien au projet EDF à Sizewell, souligne l’importance du nucléaire dans le mix énergétique britannique. Le gouvernement s’engage à cofinancer ce projet à hauteur de 5,5 milliards de livres (environ 6,5 milliards d’euros). Ainsi, cela renforce son engagement à garantir une transition durable et efficace.

Les défis du financement et des prix de l’énergie

Pour se donner les moyens de ses ambitions, le gouvernement veut créer un fonds spécial. Ainsi, les discussions débutent au Parlement britannique. Ce dernier, doté de 8,3 milliards de livres sterling, doit permettre d’atteindre un objectif ambitieux : une production d’énergie 100% décarbonnée dès 2030. Pour trouver les ressources financières, le gouvernement britannique compte puiser dans les taxes sur les profits des grands groupes pétroliers et gaziers. Le nom, lui, est déjà trouvé : ce sera la société publique Great British Energy.

Cependant, de nombreux experts estiment que le timing reste très difficile, voire carrément impossible à tenir. Et pourtant, il s’agit de l’une des cinq grandes priorités du nouvel exécutif britannique pour remettre, selon eux, le pays à flot après plusieurs années de gouvernement conservateur.

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Pour la première fois de son histoire, l’Australie a produit moins de 50 % de son électricité à partir du charbon. Soutenu par des conditions météorologiques favorables aux énergies renouvelables, cela marque un changement historique pour l’un des plus grands exportateurs de charbon au monde.

La part du charbon dans l’électricité en Australie

Pour la première fois, la part du charbon dans la production d’électricité est tombée en dessous de 50 % en Australie. Selon les données d’Open-NEM, le charbon n’a généré que 49,1 % de l’électricité, tandis que les énergies renouvelables, principalement l’éolien, ont atteint 48,7 %. Ce basculement est en partie dû à des tempêtes violentes, avec des vents dépassant les 150 km/h dans le sud-est du pays, qui ont presque doublé la production d’énergie éolienne.

Les conditions climatiques chaotiques, accompagnées de températures élevées alors que le pays entrait dans le printemps, ont réduit la demande d’électricité jusqu’à 20 %. Cette chute soudaine de la demande, couplée à une production renouvelable en plein essor, a permis à l’Australie d’atteindre ce seuil inédit. Tim Buckley, expert de la finance du climat, souligne à l’AFP que cette conjoncture météorologique est à l’origine de cette performance, tout en précisant qu’il s’agit d’un aperçu de ce vers quoi le pays tend : « dans quelques années, la part du charbon sera pratiquement nulle ».

Les énergies renouvelables en pleine expansion

Le gouvernement australien n’a pas attendu cette réduction pour investir massivement dans les énergies renouvelables. Canberra a annoncé six projets de stockage énergétique capables de gérer 1 000 mégawatts d’électricité d’ici à 2027. Un effort nécessaire, car bien que la transition soit en marche, elle reste en retard par rapport à d’autres pays. Tim Buckley note que la Chine, par exemple, investit chaque année 1 000 milliards de dollars australiens, soit 606 milliards d’euros, dans les énergies propres. L’Australie peine à suivre ce rythme. Le ministre de l’Énergie, Chris Bowen, insiste sur l’urgence d’agir, affirmant que « le climat l’exige, et la réalité économique » le confirme.

Malgré cette avancée, l’Australie reste l’un des plus grands exportateurs de charbon et de gaz au monde, et près de 91 % de la consommation nationale d’énergie entre 2022 et 2023 repose encore sur les combustibles fossiles. La fermeture des 16 centrales à charbon, bien que planifiée, avance lentement. En mai 2024, le gouvernement a même prolongé la vie de la centrale d’Eraring, la plus grande du pays, jusqu’en 2027, arguant qu’elle est encore nécessaire avant que les renouvelables puissent combler totalement le vide.

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Si mardi 3 septembre 2024 a marqué la mise en service tant attendue de l’EPR de Flamanville, celui-ci doit encore être soumis à de nombreux tests avant d’être raccordé au réseau électrique national.

Une multitude de tests avant le raccordement de l’EPR au réseau national

L’EPR de Flamanville devait être connecté au réseau électrique avant la fin de l’été 2024, mais EDF a repoussé cette échéance à l’automne. Le 3 septembre 2024, à 15 h 45, après avoir obtenu l’autorisation de l’ASN (Autorité de sûreté nucléaire), la première réaction nucléaire en chaîne de l’EPR de Flamanville a eu lieu, marquant un tournant après ce chantier qui accuse un retard de 12 années. Ce réacteur pourra alimenter jusqu’à 3 millions de foyers lorsqu’il sera pleinement opérationnel. Pour cela, il doit d’abord atteindre 25 % de sa capacité, une étape prévue pour l’automne 2024.

EDF doit encore valider plus de 1 500 critères de sûreté avant de pouvoir connecter l’EPR au réseau électrique. L’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) surveille chaque étape de la montée en puissance. EDF espère atteindre 100 % de capacité d’ici la fin de l’année, mais aucune date précise n’a été communiquée. Ce raccordement est particulièrement attendu, celui-ci devant avoir lieu durant la période de l’année qui connait un pic de la consommation.

Le 57ᵉ réacteur du parc nucléaire français

Le projet, lancé en 2007, devait être finalisé en 2012. Toutefois, des retards et des coûts en forte augmentation ont repoussé cette échéance. Le budget initial de 3 milliards d’euros est passé à plus de 19 milliards d’euros selon les estimations de la Cour des Comptes.

Avec une capacité de 1 600 MW, soit 150 MW de plus que les réacteurs les plus performants du parc nucléaire français, l’EPR de Flamanville deviendra le 57ᵉ réacteur en service dans le pays. Ce réacteur est essentiel pour stabiliser la production électrique, notamment en hiver.

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La bonne nouvelle est tombée : le prix de l’électricité devrait enfin baisser en février 2025. Alors que cette baisse était attendue de base autour de 10 à 15 %, une décision gouvernementale concernant le TURPE, ce tarif souvent méconnu, mais essentiel pour le réseau électrique, fait que la baisse des factures ne sera pas aussi importante que prévu.

Une baisse des prix de l’électricité en 2025, mais… 

À partir du 1ᵉʳ février 2025, le prix de l’électricité devait de base connaître une baisse de l’ordre de 10 à 15 %, selon les estimations gouvernementales. Cette baisse s’explique par une chute des prix sur les marchés de gros, anticipée depuis plusieurs mois. Les consommateurs, déjà durement frappés par les hausses successives depuis 2022, espèraient donc un allègement massif de leurs factures. Pourtant, cette réduction risque d’être moins marquée que prévu en raison d’un facteur clé : le TURPE. Ce tarif, qui représente une part importante des factures, devait initialement augmenter en août 2024, mais a été reporté à février 2025.

Le TURPE, ou Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité, est souvent négligé dans les discussions autour du prix de l’énergie. Pourtant, il représente environ un tiers de la facture d’électricité des ménages. Ce tarif finance les gestionnaires du réseau, RTE et Enedis à 90 % et est crucial pour l’entretien et le développement des infrastructures électriques en France. Initialement, une hausse de 4,8 % de ce tarif était prévue pour août 2024. Cependant, le gouvernement a décidé de reporter cette augmentation à février 2025, afin de limiter son impact immédiat sur les consommateurs.

Pourquoi ce report du TURPE ?

Le report du TURPE à février 2025 vise à coïncider avec la baisse attendue des tarifs réglementés de l’électricité (TRV). L’objectif est de permettre une hausse du TURPE sans que cela annule totalement les bénéfices de la baisse du prix du kWh pour les consommateurs. Le ministre de l’Énergie, Roland Lescure, justifie ce choix en déclarant qu’il serait « plus logique » de faire évoluer les tarifs du réseau et de l’électricité en même temps. Toutefois, cette hausse, même reportée, viendra réduire l’impact de la baisse des TRV, limitant la réduction des factures à environ 1 % au lieu des 10 à 15 % promis.

Si la hausse du TURPE peut sembler néfaste pour les consommateurs, elle est pourtant nécessaire pour assurer l’avenir du réseau électrique. En effet, RTE et Enedis ont besoin de ces revenus pour financer les 200 milliards d’euros d’investissements prévus d’ici à 2040. Ces sommes colossales sont indispensables pour moderniser le réseau et intégrer les nouvelles sources d’énergie renouvelable, telles que l’éolien et le solaire. Sans cette hausse, l’entretien et le développement du réseau seraient compromis, avec des conséquences potentiellement graves pour l’approvisionnement en électricité du pays.

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Lundi 2 septembre 2024 fut une bonne journée pour le groupe EDF ! En plus d’avoir reçu l’autorisation pour le lancement de la première fission nucléaire de l’EPR de Flamanville par l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), le groupe a annoncé avoir revu à la hausse ses projections de production d’électricité d’origine nucléaire pour cette année 2024.

Une production nucléaire de 340 à 360 TWh pour 2024

EDF a annoncé une révision significative de ses prévisions de production d’électricité d’origine nucléaire pour l’année 2024. Initialement estimée entre 315 et 345 TWh, cette fourchette a été rehaussée pour atteindre entre 340 et 360 TWh, ce qui équivaut à une augmentation de 4 à 8 % de ses projections. Comme le précise le groupe, cette révision ne prend pas en compte la production potentielle de l’EPR de Flamanville, qui est entré en service le 2 septembre 2024.

Le groupe précise que cette augmentation a été rendue possible grâce à plusieurs facteurs, notamment « l’amélioration de la performance des arrêts de tranche, la maîtrise industrielle des contrôles et des chantiers de réparations liés au dossier de la corrosion sous contrainte, et l’absence d’aléa climatique majeur pendant l’été », comme indiqué dans le communiqué d’EDF introduit via le plan « START 2025 », lancé en 2019 par le groupe.

Une production maximale de 1 600 MW pour l’EPR de Flamanville

L’EPR de Flamanville, bien que n’étant pas encore inclus dans les prévisions officielles, représente une capacité supplémentaire considérable pour EDF. L’EPR de Flamanville a enfin reçu l’autorisation de l’ASN pour sa mise en service. Ce dernier aura une capacité de production maximale de 1 600 MW, soit 150 de plus que les réacteurs les plus performants actuels du parc nucléaire français. 

« Les 56 autres réacteurs performent mieux que ce qu’on avait intégré, » a déclaré Régis Clément, directeur adjoint de la division production nucléaire du groupe, lors d’un point presse. Ainsi, la production de l’EPR de Flamanville, qui sera raccordé au réseau national d’ici à l’automne 2024, arrivera en supplément, laissant présager une année exceptionnelle pour la production d’électricité pour le groupe EDF.

Un record d’exportations en 2023 pour EDF

L’année 2023 a marqué une reprise notable pour la production nucléaire française. EDF a réussi à produire 320,4 TWh en 2023, une hausse de 41,4 TWh par rapport à l’année 2022. Cette augmentation est principalement attribuée à l’optimisation des chantiers de la corrosion sous contrainte, un problème qui avait fortement impacté la production en 2022.

Entre la production des énergies renouvelables (hydraulique, éolien, solaire) et nucléaire, la France a exporté 50,1 TWh d’électricité à la mi-décembre 2024, permettant à la France de regagner sa position de premier exportateur d’électricité en Europe.

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C’est la bonne fois pour l’EPR de Flamanville. Avec 12 ans de retard, le réacteur nucléaire de dernière génération vient enfin de commencer à produire de l’électricité.

L’EPR de Flamanville démarre sa production d’électricité

Le réacteur EPR de Flamanville commence à produire de l’électricité, après une série de retards. En effet, sa mise en service arrive avec 12 ans de retard. Initialement prévue pour 2012, la mise en service a été retardée à plusieurs reprises en raison de divers problèmes techniques et réglementaires. Par ailleurs, les équipes d’EDF, après avoir reçu l’autorisation de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), viennent de lancer la réaction en chaîne nécessaire à la production d’électricité.

Toutefois, le réacteur devra atteindre le quart de sa capacité nominale avant d’être connecté au réseau national. Cette dernière étape doit avoir lieu à la fin de l’automne 2024. Le chantier de l’EPR de Flamanville est devenu un symbole des défis techniques colossaux associés à la construction de réacteurs nucléaires de nouvelle génération. Initialement, il devait coûter 3,3 milliards d’euros. Cependant, le budget a explosé pour atteindre 19,1 milliards d’euros, selon une estimation de la Cour des comptes en 2020.

Des prochaines étapes décisives

De plus, les problèmes techniques, comme des soudures défectueuses et des erreurs de conception, entraînent de longs retards et des révisions du calendrier à la pelle. À cela se sont ajoutées des difficultés politiques et sociales, notamment après l’accident nucléaire de Fukushima en 2011. En effet, ce dernier a ravivé les débats sur l’avenir du nucléaire en France.

La production d’électricité par l’EPR de Flamanville, est une première étape dans un long processus de mise en service complète. En effet, le couplage au réseau, prévu pour la fin de l’automne, sera une étape clé pour assurer la fourniture d’électricité aux foyers français. Si tout se passe comme prévu, le réacteur, avec sa capacité de 1650 MW, pourrait alimenter jusqu’à trois millions de foyers. De fait, il va renforcer ainsi la position de la France en tant que leader dans le domaine du nucléaire.

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L’hiver n’est pas encore là, mais de nouvelles habitudes prises dès à présent peuvent vous permettre de réduire votre facture d’électricité. Voici les appareils les plus énergivores présents dans votre foyer selon l’ADEME, ainsi que quelques recommandations pour réduire votre consommation énergétique.

Le chauffage et le froid en tête des équipements les plus énergivores 

Le chauffage électrique est le premier poste de dépense énergétique dans un foyer, représentant environ un tiers de la consommation totale d’électricité, selon l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME). Avec jusqu’à 4 312 kWh par an, c’est une véritable source de dépense. Réduire la température de consigne d’un degré peut déjà baisser votre consommation de 7 %, d’après les recommandations de l’ADEME. Les radiateurs à inertie ou à accumulation représentent une alternative aux chauffages électriques standards. Comme le souligne l’ADEME, ces derniers consomment généralement moins que leurs homologues et continuent à diffuser de la chaleur même après avoir été éteints.

Vient en second poste de dépense énergétique, les appareils de froid, tels que réfrigérateurs et congélateurs. Selon l’ADEME ceux-ci consomment à eux seuls environ 25 % de la consommation en électricité annuelle de votre maison. Pour les rendre moins gourmands, il est recommandé de régler le réfrigérateur entre 3 °C et 5 °C et le congélateur à -18 °C maximum, tout en les éloignant des sources de chaleur pour une meilleure performance. Les appareils ménagers tels que le lave-linge et le sèche-linge arrivent pour leur part en troisième position.

Débranchez ce qui peut l’être pour réduire votre consommation

Les appareils de divertissement, notamment les téléviseurs, consoles de jeux, et tout autre appareil qui a l’habitude de rester en veille, représentent quant à eux 11 % de la facture d’électricité annuelle d’un foyer.

Pour les rendre plus économes, l’ADEME conseille de les éteindre complètement plutôt que de les laisser en veille. De même, pour vos appareils de bureau, tels que les ordinateurs et imprimantes, la meilleure option est de les débrancher lorsque vous ne les utilisez pas, ou de les connecter à une multiprise à interrupteur pour vous éviter ces actions répétitives.

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Enedis avait jusqu’ici fait preuve de clémence envers les foyers qui refusaient d’installer un compteur électrique Linky. Mais cela ne sera plus que de courte durée. À partir du 1er janvier 2025, le gestionnaire du réseau surfacturera les derniers récalcitrants à ce compteur électrique de nouvelle génération.

Une surfacturation de 64 euros par an jusqu’à ce que vous changiez d’avis

En théorie, le refus d’installation d’un compteur Linky est possible, mais il a ses limites. Dans la pratique, un foyer ne peut pas refuser l’installation d’un compteur électrique Linky, mais il n’est pas non plus obligé d’en installer un. Et dans le cas où Enedis autorise les consommateurs à relever eux-mêmes leur consommation d’électricité sur leur compteur (ancienne génération), le gestionnaire du réseau part désormais du principe que ceux-ci acceptent d’en assumer les conséquences, et donc de payer des frais supplémentaires liés aux relevés manuels.

Estimés à 64 euros par an, ces frais seront répercutés sur les factures annuelles de tous les Français qui refusent ou qui n’ont pas de compteur Linky à partir du 1er janvier 2025. L’installation du compteur Linky n’est donc pas strictement obligatoire, mais à partir de 2025, ceux qui n’en disposeront pas se verront surfacturés de 10,66 euros de plus tous les deux mois, et ce, « jusqu’à la pose d’un compteur Linky».

Qui paie pour l’installation du compteur Linky ?

Le coût de l’installation du compteur Linky est une question récurrente. Contrairement à ce que certains pourraient penser, ce n’est pas le foyer qui paie directement pour l’installation. Hello Watt rappelle en effet que le coût unitaire du compteur Linky, estimé à 135 euros, est pris en charge par Enedis. Toutefois, ce coût se répercute fin fine sur la taxe TURPE (tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité), qui représente 90 % des revenus d’Enedis et environ 30 % de la facture d’électricité des Français.

Ainsi, bien que le consommateur ne débourse pas directement pour l’installation, il participe indirectement au financement du déploiement à travers ses factures d’électricité. Cette répercussion est cependant répartie sur l’ensemble des utilisateurs du réseau, qu’ils aient ou non un compteur Linky.

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La Banque des Territoires développe un projet important sur le solaire. L’organisme d’État vient de s’associer avec Amarenco. Objectif : produire plusieurs centaines de gigawattheures par an d’ici 2028.

La Banque des Territoires investit dans le solaire

La Banque des Territoires s’associe avec Amarenco, un producteur indépendant d’énergie solaire. Ensemble, les deux entités lancent un projet ambitieux dans le domaine du solaire en France. Dans les faits, cet accord vise à financer des installations photovoltaïques, tant sur toiture qu’au sol. Par ailleurs, l’objectif est de produire 730 gigawattheures (GWh) par an d’ici 2028. Ce projet s’inscrit dans une stratégie plus large de transition énergétique. Depuis plusieurs années, la Banque des Territoires joue un rôle clé en soutenant des initiatives pour favoriser l’utilisation des énergies renouvelables.

La Banque des Territoires, à travers ce partenariat, renforce son engagement dans la transition énergétique. Par exemple, dans le cadre de ce projet, les deux entités viennent de créer une plateforme commune. Baptisée Valorix Green, elle est détenue à 49 % par la Banque des Territoires et à 51 % par Amarenco. Cette dernière permet de soutenir financièrement Amarenco et de renforcer sa capacité d’investissement. Mais surtout, elle continue de déployer des projets solaires à grande échelle.

Les ambitions d’Amarenco

Pour Amarenco, ce partenariat représente un véritable coup d’accélérateur. En effet, la société a levé près de 500 millions d’euros depuis 2020. Récemment, elle a atteint le seuil des 500 mégawatts (MW) d’énergie solaire installés en Europe. Avec plus de 200 employés dans le monde, Amarenco voit dans ce projet une opportunité unique de croissance et d’expansion sur le marché européen.

Par ailleurs, grâce à ce projet, l’entreprise s’assure une pérennité économique à moyen terme. Le secteur du solaire étant en pleine croissance, les voyants sont donc tous au vert.

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L’Australie vient de franchir une étape majeure dans sa transition énergétique en validant les plans d’une centrale solaire de taille inédite. Baptisé Sun Cable, ce projet monumental, qui s’étendra sur 12 000 hectares dans le Territoire du Nord, marque une avancée significative pour le pays, qui confirme son objectif de devenir le leader mondial des énergies renouvelables.

Une centrale solaire chiffrée à 21 milliards d’euros 

Le 21 août 2024, Tanya Plibersek, ministre de l’Environnement, a annoncé l’approbation officielle des plans de construction de ce qui deviendra la plus grande centrale solaire au monde. Située dans le Territoire du Nord, cette centrale produira 6 gigawatts d’électricité par heure, dont 4 gigawatts seront destinés à alimenter trois millions de foyers australiens. Les 2 gigawatts restants seront exportés vers Singapour grâce à un câble sous-marin de 4 500 kilomètres, créant ainsi le premier réseau électrique intercontinental.

L’investissement pour ce projet est évalué à 21 milliards d’euros, soutenu notamment par Mike Cannon-Brookes, un milliardaire australien connu pour son engagement en faveur des énergies renouvelables. « Cette centrale fera de l’Australie le leader mondial de l’énergie verte » s’est ainsi réjoui la ministre de l’Environnement, Tanya Plibersek.

Réduire sa dépendance aux énergies fossiles

L’Australie est l’un des plus grands exportateurs de charbon et de gaz naturel liquéfié (GNL), et l’île est également l’un des territoires les plus touchés par le changement climatique. En 2022, les énergies renouvelables représentaient 32 % de la production totale d’électricité, contre 47 % pour le charbon. À noter par ailleurs que l’Australie exporte 75 % de son électricité produite par le charbon et 90 % de son gaz liquéfié (GNL). Le projet Sun Cable s’inscrit dans la stratégie nationale qui vise à inverser cette tendance. L’Australie, en effet, s’est donnée pour objectif de réduire de 43 % ses émissions de carbone d’ici à 2030 par rapport aux niveaux de 2005 et d’atteindre la neutralité carbone d’ici à 2050.

Pour ce faire, en mai 2024, le gouvernement australien avait déjà annoncé un plan d’investissement de 13,9 milliards de dollars d’ici à 2025 pour renforcer sa capacité en énergies renouvelables. « Cette centrale solaire est une étape clé pour faire de l’Australie une puissance énergétique propre », s’est ainsi félicitée Amanda McKenzie, directrice générale de l’ONG Climate Council.

Bien que les plans de construction aient été validés, le projet Sun Cable doit encore obtenir les approbations nécessaires de la part des autorités singapouriennes, indonésiennes et des communautés autochtones australiennes avant que le feu vert pour la construction de la centrale solaire soit donné. Si tout se passe comme prévu, les travaux débuteront en 2027.

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Comme l’indique le bilan du gestionnaire du réseau électrique français RTE, le premier semestre de 2024 a marqué un tournant décisif dans le paysage énergétique français. La production d’électricité a atteint 272 TWh, un niveau inégalé depuis les crises de 2019 et 2022. Cette performance exceptionnelle est principalement attribuable à l’hydroélectricité, qui est devenue la principale source d’énergie renouvelable en France. Toutefois, cet essor met en lumière l’urgence de moderniser le réseau électrique français, un défi majeur pour les années à venir.

L’hydroélectricité atteint une production record

Grâce aux fortes précipitations de ces derniers mois, les barrages hydrauliques ont été remplis à 89 % de leur capacité fin juillet 2024, ce qui a permis une augmentation de 37 % de la production d’électricité d’origine hydraulique par rapport à 2023. L’hydroélectricité a ainsi dépassé les autres sources d’énergie renouvelable, notamment l’éolien (25,5 TWh) et le solaire (11,4 TWh), pour devenir la pierre angulaire du mix énergétique français.

Selon Xavier Casiot, président de France Hydro Électricité, interrogé par Europe 1 :  « l’hydroélectricité coche toutes les cases, à la fois pour une production de base et pour répondre aux pics de demande ». Cette flexibilité unique qui en fait un atout majeur pour le réseau électrique. Toutefois, comme tient à le souligner auprès du Figaro Alexandre Cosquer « il est encore trop tôt pour dire si 2024 sera un bon cru pour l’hydroélectricité. Les neiges ayant fondu, la suite dépend des précipitations à venir. »

Le défi de la modernisation du réseau

Si l’augmentation de la production d’électricité renouvelable est une avancée positive, elle met en lumière un problème majeur : la vétusté et l’insuffisance des infrastructures actuelles. Le Réseau de Transport d’Électricité (RTE), en avril 2024, avait estimé que plus de 100 milliards d’euros seront nécessaires d’ici 2040 pour moderniser le réseau électrique français, un montant bien supérieur aux 33 milliards d’euros qui étaient initialement prévus en 2019 pour l’échéance de 2035. Comme l’indique en effet le gestionnaire du réseau français, l’âge moyen des liaisons aériennes est de 55 ans, et parmi elles, environ 20 % dépassent les 70 ans.

Le réseau doit non seulement être rénové pour remplacer les équipements vieillissants, mais aussi être adapté pour intégrer les énergies renouvelables, dont la production est généralement décentralisée. Il est donc impératif et urgent que le réseau électrique français se modernise et que de nouvelles lignes de transmission soient créées. En effet, le gestionnaire du réseau français RTE estime que la consommation d’électricité en France passera de 430 TWh en 2021 à plus de 530 TWh en 2050, ce qui équivaut à la production de 15 réacteurs nucléaires.

Vers une hausse du TURPE

Les investissements nécessaires pour moderniser le réseau auront un impact direct sur la facture des consommateurs français.

RTE prévoit de financer ces travaux par le biais du Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité (TURPE), une taxe qui représente 30 % de la facture des Français et 90 % des revenus d’Enedis, l’organisme en charge de la modernisation du réseau électrique français. RTE estime ainsi que les recettes du TURPE devront être triplées d’ici 2028 pour atteindre 6 milliards d’euros par an. Bruno Le Maire avait pourtant promis que le prix de l’électricité serait réduit de 10 à 15 % d’ici à février 2025, une promesse qui, rappelons-le, avait été faite en juin 2024, soit en pleine période des élections législatives…

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Porsche a trouvé un moyen de recycler les batteries de ses Taycan. Comme le relaye Caradisiac, le constructeur automobile a réussi à les intégrer dans les infrastructures de son usine de Leipzig, lui permettant ainsi de stocker l’électricité produite par ses panneaux photovoltaïques installés sur le toit. Une bonne nouvelle pour l’industrie automobile et un pas de plus en faveur de cet enjeu majeur qu’est le recyclage des batteries des voitures électriques.

Porsche offre une nouvelle vie à ses batteries

Porsche innove en réutilisant les batteries usagées de ses véhicules électriques Taycan pour alimenter son usine de Leipzig. Au lieu de simplement recycler les batteries, le constructeur a mis en place un système de stockage d’énergie qui prolonge leur utilisation. Ce système utilise 4 400 modules de batteries de Taycan de présérie, capables de stocker jusqu’à 10 mégawattheures (MWh) d’électricité. Les batteries sont installées dans une cuve dédiée, où elles stockent l’électricité produite par les panneaux solaires de l’usine, d’une capacité de 9,4 mégawatts.

Le principe de fonctionnement est à la fois simple et efficace. L’énergie solaire captée par les panneaux photovoltaïques est d’abord convertie en électricité pour alimenter directement les opérations en cours de l’usine. L’excédent de cette énergie est ensuite stocké dans les batteries pour une utilisation ultérieure. Lors des périodes de forte demande, le système puise dans cette énergie stockée pour compléter l’approvisionnement, garantissant ainsi une alimentation continue et réduisant la dépendance aux sources d’énergie externes.

Plusieurs avancées notables pour recycler les batteries

Le recyclage des batteries est un enjeu majeur pour l’industrie automobile, la durée de vie des voitures électriques n’étant pas liée à leur kilométrage, mais au nombre de cycles de recharge. Comme l’indique EDF, une voiture électrique a une durée de vie moyenne équivalente à 1 000 à 1 500 cycles de recharge.

D’autres initiatives similaires émergent dans le secteur, comme le Vehicle-to-Grid (V2G), qui permet aux batteries des voitures électriques en charge de renvoyer l’énergie stockée vers le réseau électrique lors des périodes de forte demande. Les progrès dans le recyclage des batteries se concentrent également sur l’extraction des métaux rares. L’Université américaine de Rice, par exemple, est en train de développer un processus d’extraction qui permettrait de récupérer presque la totalité des matériaux utilisés dans la fabrication d’une batterie : 98 %. Une excellente initiative qui permettrait de répondre à la demande mondiale pour ce type de composant, tout en réduisant son impact sur l’environnement.

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Le prix du gaz continue de grimper en ce début d’août 2024, impactant les foyers français. Après une augmentation substantielle en juillet, cette nouvelle hausse, bien que modérée, n’est pas sans conséquence sur les factures d’énergie des consommateurs. Découvrez les détails de cette évolution et ses répercussions sur votre quotidien.

Stabilisation du prix de l’électricité, mais pas du gaz

Dès ce 1ᵉʳ août 2024, les consommateurs d’électricité peuvent souffler : le prix de l’électricité se stabilise grâce à une décision conjointe du gouvernement et de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Initialement prévue à 1%, la hausse des tarifs a été annulée, épargnant aux ménages une augmentation de 10 à 40 euros sur leur facture annuelle. En revanche, les utilisateurs de gaz ne bénéficient pas de cette bonne nouvelle. Après une flambée de 11,7% en juillet, le prix du gaz augmente de nouveau, bien que de manière plus modérée.

La CRE a publié son prix repère de vente de gaz naturel pour août, servant de guide aux consommateurs souhaitant comparer les offres de fourniture. Ce prix connaît une augmentation de 1,8%. Concrètement, le coût du kilowattheure pour la cuisson et l’eau chaude passe de 0,13159 euro à environ 0,13393 euro, et celui pour le chauffage de 0,10261 euro à 0,10495 euro, soit une hausse de 2,3%. Le prix du mégawattheure s’élève maintenant à 131,53 euros contre 129,20 euros le mois précédent.

Un impact majeur sur les factures des ménages

Pour les ménages, cette hausse représente un nouveau coup dur. Ceux qui utilisent le gaz pour la cuisson et l’eau chaude verront leur coût augmenter, bien que le prix de l’abonnement reste stable à 114,30 euros par an. Les foyers chauffés au gaz, quant à eux, continueront de payer 277,43 euros annuellement pour leur abonnement, mais le coût de la consommation augmentera. Selon le Médiateur national de l’énergie, la plupart des offres de fourniture de gaz sont indexées sur le prix repère, impliquant que cette hausse se répercutera directement sur les factures.

Face à cette nouvelle hausse, il est important pour les consommateurs de comparer les offres des différents fournisseurs pour trouver la plus avantageuse. La CRE encourage les consommateurs à utiliser le comparateur public disponible sur le site du Médiateur national de l’énergie. En changeant de fournisseur et en adoptant des comportements économes, il est possible de réduire sa facture de gaz de 10 à 25%. Il est également important de noter que les tarifs peuvent varier selon les zones desservies par des entreprises locales de distribution (ELD), comme Strasbourg ou Grenoble.

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L’été est enfin là, mais petit hic, les fortes chaleurs ne sont pas sans conséquence pour les centrales nucléaires. Lundi 29 juillet 2024, EDF a annoncé devoir arrêter temporairement l’un des deux réacteurs de sa centrale de Golfech, située dans le Tarn-et-Garonne.

Un réacteur arrêté pour maintenir la Garonne à une température acceptable

Au soir du lundi 29 juillet 2024, EDF a réduit la production de la centrale nucléaire de Golfech en Tarn-et-Garonne pour éviter de réchauffer excessivement les eaux de la Garonne. Cette décision a été motivée par l’épisode caniculaire en cours, la première pour cette année 2024. Le réacteur Golfech 2 a été mis à l’arrêt peu avant minuit pour deux jours, tandis que la puissance de Golfech 1 a été limitée à 280 mégawatts, contre 1 300 mégawatts habituellement.

Cette réduction préventive vise à protéger l’environnement, notamment la faune et la flore aquatiques, en limitant le réchauffement des eaux rejetées dans la Garonne. Elle a également pour objet d’assurer la sécurité et le bon refroidissement des réacteurs de la centrale. EDF a précisé que des restrictions de production pourraient affecter le site de Golfech jusqu’au 7 août 2024 en raison des prévisions de températures élevées.

4ᵉ arrêt temporaire pour la centrale de Golfech depuis le début de l’année

Les centrales nucléaires, telles que celle de Golfech, utilisent l’eau des rivières pour leur refroidissement avant de la rejeter plus chaude. La réglementation impose depuis un arrêté de 2006 des limites strictes sur la température de l’eau rejetée afin de protéger l’écosystème aquatique.

Pour ne pas impacter le réseau électrique, EDF a pris ses dispositions pour que ses autres centrales compensent la production de la centrale de Golfech pendant l’arrêt de son 2ᵉ réacteur. C’est la quatrième fois que Golfech doit arrêter temporairement l’un de ses réacteurs depuis le début de l’année 2024. Les fois précédentes, les suspensions étaient dues à une production d’électricité supérieure à la demande.

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