Les impacts des éoliennes sur la biodiversité commencent à être connus. Mais avec des éoliennes de plus en plus grandes mises en service, les chercheurs découvrent de nouveaux effets. Sur la météo cette fois.

Lorsqu’on réfléchit à l’impact des éoliennes sur l’environnement, la première question qui vient à l’esprit, c’est celle de leurs effets sur la biodiversité. Ils existent. Certains sont désormais bien connus des chercheurs. D’autres sont encore en cours d’étude. Et déjà, des mesures sont mises en œuvre pour protéger aussi bien les oiseaux et les chauves-souris que la biodiversité marine.

Mais se pourrait-il que les éoliennes aient une influence sur la météo ? Si vous ne vous étiez jamais posé cette question, sachez que des chercheurs l’ont fait pour vous. En janvier 2023, une équipe de la Ludong University (Chine) a conclu qu’à long terme, le potentiel des parcs éoliens terrestres à réduire la vitesse du vent à l’échelle mondiale ou à affecter ses schémas de distribution est très faible.

Mais ce qui est vrai au niveau global, ne l’est pas nécessairement au niveau local. Ainsi, en novembre 2021, des chercheurs du National Renewable Energy Laboratory (États-Unis) montraient déjà que dans certaines conditions, des éoliennes peuvent induire un déficit de vent en altitude et une accélération de la vitesse du vent près de la surface. Jusqu’à plus de 30 % à quelques kilomètres sous le vent des éoliennes.

Le gigantisme des éoliennes peut-il changer la météo ?

Et la question se repose de manière un peu plus prégnante aujourd’hui avec l’installation d’éoliennes offshore géantes. Celle que la société Mingyang Smart Energy, par exemple, a posé dans la province chinoise de Hainan il y a quelques semaines. Une MySE 18.X-20 MW. Tout simplement, à ce jour, l’éolienne la plus puissante du monde. Elle culmine à pas moins de 280 mètres. Et son rotor qui peut atteindre 292 mètres balaye une surface équivalente à 12 terrains de football américain.

Des caractéristiques qui laissent penser aux chercheurs que cette éolienne, à elle seule, pourrait avoir un effet sur les conditions météo alentour. Des schémas de vent changeant qui provoqueraient localement une redistribution des températures. Des mesures de suivi sont en cours. Et les scientifiques comptent bien analyser en détail ce qui se joue autour de cette éolienne géante. L’enjeu est double. Il faut comprendre les mécanismes à l’origine de ces modifications dans les schémas des vents. Mais aussi, savoir si ces changements ont des impacts sur les écosystèmes. C’est d’autant plus important que des projets d’éoliennes encore plus grandes sont déjà dans les tuyaux. Et que l’objectif de Mingyang Smart Energy – et d’autres constructeurs – est de déployer toujours plus de ce type d’éoliennes au large de nos côtes.

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Un milliard d’euros pour 5 200 km de câble. C’est la commande monumentale de Réseau de transport d’électricité (RTE) auprès de cinq fournisseurs européens pour l’achat des câbles, l’installation et le montage : NKT Solidal, Hellenic, et pour un tiers des cables auprès des usines françaises de Prysmian et Nexans.

Le gestionnaire du réseau électrique français, RTE (Réseau de Transport d’Électricité), a annoncé un investissement d’envergure pour renforcer et moderniser ses infrastructures. Afin de répondre aux besoins croissants d’électrification liés à la transition énergétique, RTE a passé une commande de 5 200 km de câbles souterrains, pour un montant total d’environ un milliard d’euros. Cette commande vise à garantir la sécurité des approvisionnements électriques jusqu’en 2028, en renforçant le réseau à haute et très haute tension sur l’ensemble du territoire.

Une collaboration européenne

Le contrat a été attribué à cinq fournisseurs européens spécialisés dans la production de câbles à très haute tension : l’Italien Prysmian (premier câblier mondial), le Français Nexans, le Danois NKT, le Portugais Solidal (une filiale de NKT) et le Grec Hellenic Cable. Ces entreprises vont produire les câbles souterrains nécessaires pour des niveaux de tension allant de 90 000 à 400 000 volts. La commande se répartit en deux parties : 668 millions d’euros pour la production des câbles, et environ 300 millions d’euros pour l’installation et le montage des infrastructures. Un montant élevé, les câbles électriques souterrains étant nettement plus coûteux que ceux installés sur des lignes aériennes.

Selon RTE, ce projet d’envergure « réserve la quasi-totalité des capacités de production françaises encore disponibles jusqu’en 2028 ». Les usines françaises de Prysmian à Gron (Yonne) et Montereau-Fault-Yonne (Seine-et-Marne), ainsi que celle de Nexans à Bourg-en-Bresse (Ain), produiront environ un tiers de ces câbles, soit plus de 1 700 km.

Préparer le schéma de développement des réseaux

Cette initiative de RTE s’inscrit dans un contexte de transition énergétique accélérée en France, où l’électrification de bassins industriels est nécessaire pour réduire les émissions de gaz à effet de serre. Des régions comme Dunkerque, Fos-sur-Mer et Le Havre nécessitent des apports massifs d’électricité pour remplacer les énergies fossiles traditionnelles.

« Cette commande est l’illustration concrète de la valeur que nos investissements, pour sortir des énergies fossiles, peuvent créer dans l’industrie manufacturière française et européenne afin qu’elle soit source de développement économique et d’emplois » se réjouit Xavier Piechaczyk, président du directoire de RTE. Cet effet levier a déjà permis à Prysmian d’annoncer l’ouverture d’une nouvelle ligne de production de câbles dans son site de Seine-et-Marne.

Cette commande ambitieuse s’inscrit également dans la programmation de développement du réseau de RTE, qui doit annoncer d’ici la fin de l’année un plan d’investissement global sur 15 ans. Ce plan stratégique de développement du réseau vise à renforcer durablement les infrastructures de transport d’électricité en France, et ce, pour répondre aux objectifs de neutralité carbone fixés pour 2050.

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Le fournisseur Octopus a lancé une offre nommée « fan club ». Elle permet à ses clients situés dans un rayon de 10 km autour du parc éolien des Touches II, dans le département de Loire-Atlantique, de bénéficier d’une électricité moins chère suivant la puissance qu’il délivre. À terme, Octopus compte améliorer l’acceptabilité des éoliennes pour stimuler le développement de ses propres parcs, dans un contrat gagnant-gagnant avec ses clients.

Un parc éolien, Les Touches II, en Loire-Atlantique, dix communes environnantes et une offre Fan club. Tel est le trio sur lequel mise le fournisseur d’électricité Octopus pour mieux faire accepter les 9 mégawatts (MW) d’éoliennes. Le parc éolien est propriété d’un autre exploitant. Tous les habitants des communes de Nort-sur-Erdre, Les Touches, Petit-Mars, Joué-sur-Erdre, Trans-sur-Erdre, Teillé, Ligné, Mouzeil, Riaillé et de La Meilleraye-de-Bretagne peuvent bénéficier de l’offre fan club du fournisseur Octopus. Concrètement, quand le parc atteint une puissance minimale de 3 mégawatts (MW), ils bénéficient d’un prix du kilowattheure (kWh) en baisse de 50 %. Quand le parc produit entre 0,1 et 3 MW, la réduction est de 20 %. Selon les données du fournisseur, les habitants peuvent espérer une électricité 20 % moins chère au moins la moitié du temps, et 50 % du temps un cinquième du temps.

Les clients peuvent donc espérer obtenir des tarifs au kilowattheure suivants :

L’implantation de parcs éoliens Octopus grâce aux incitations financières

« L’objectif est triple pour les clients », explique Vincent Maillard, président fondateur d’Octopus energy France. « Il est d’abord d’inciter les clients à consommer quand il y a du vent. Parce que la transition énergétique, c’est aussi de consommer quand l’électricité est disponible et peu chère. » Second argument, Octopus veut « apporter un avantage concret à avoir une éolienne à côté de chez eux. Parce que souvent, elle est vue comme une nuisance. Il y a là un aspect esthétique, sans parler de la désinformation que les éoliennes subissent ». Derrière cet argument, « il faut que les clients se disent « j’aimerais pouvoir bénéficier de ces tarifs réduits » et donc avoir une éolienne à côté de chez eux ».

Au Royaume-Uni, Octopus parvient à installer ses propres parcs éoliens, dans une double stratégie de production et vente des électrons, avec à terme « l’objectif d’installer 2000 parcs éoliens grâce à l’offre fan club ». Enfin, le dernier objectif poursuivi est pédagogique : « une éolienne va chercher le vent en hauteur, donc il y a toujours un peu de production, un peu de vent, et cela, les gens n’ont pas toujours compris ». C’est pourquoi les clients peuvent, selon les données transmises par Octopus à Révolution Énergétique, bénéficier d’une électricité 20 % moins chère au moins la moitié du temps, et 50 % du temps un cinquième du temps.

Un temps d’avance sur les futures offres d’électricité

À travers cette offre, le président fondateur à l’origine de la création d’un autre fournisseur, Plüm énergie, depuis racheté par Octopus cherche à avoir un coup d’avance sur la Commission de régulation de l’énergie (CRE). « On veut faire bouger les choses en terme de tarification, qui est aujourd’hui plutôt axée sur le solaire car il est plus facile à prévoir. L’éolien, c’est plus aléatoire. » L’offre fan club est « unique sur le marché, les autres fournisseurs attendent l’évolution des heures pleines heures creuses », dimensionnées pour inciter à consommer lors des pics de grande production d’électricité ou de faible consommation.

Depuis le lancement de l’offre il y a bientôt un mois, les souscriptions augmentent lentement. « Il faut peut-être attendre encore un mois ou deux parce que les clients ne souscrivent pas facilement. Sur ce type d’offre innovante, il faut avoir une vision long terme. »

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En début de semaine, la Suède a annoncé l’abandon de treize des quatorze projets d’éoliennes en mer Baltique. Une décision motivée par des préoccupations de sécurité nationale dans un contexte marqué par les tensions croissantes avec la Russie.

Ô combien cette annonce a dû être « difficile à prendre ». Elle montre que le gouvernement suédois « prend la défense du pays très au sérieux » commente Ebba Buschla ministre de l’Énergie, des Entreprises et de l’Industrie, en annonçant à la presse la décision du gouvernement d’abandonner treize projets éoliens en mer Baltique, situés dans la zone économique exclusive suédoise. Elle intervient à la suite des conclusions de l’armée suédoise qui considère que ces installations pourraient entraver les capacités de défense du pays membre de l’OTAN depuis 2022. Un seul projet, le parc éolien Poseidon, situé sur la côte ouest, a été approuvé pour sa compatibilité avec les impératifs sécuritaires du pays.

La sécurité avant la transition énergétique

Selon le ministre suédois de la Défense, Pål Jonson, les installations éoliennes en mer Baltique représenteraient un obstacle au déploiement des systèmes de défense, en particulier pour la détection des sous-marins et des attaques aériennes. Le gouvernement redoute que les éoliennes n’interfèrent avec les radars et les capteurs militaires essentiels pour surveiller les activités en mer et collecter des données de communication, et de voler à basse altitude. Proches de l’enclave russe de Kaliningrad, les installations éoliennes auraient pu créer des « échos radars » nuisibles à la sécurité suédoise, selon Paal Johnoson, ministre de la Défense suédois.

De plus, les installations sous-marines et les infrastructures énergétiques sont devenues des cibles stratégiques dans le cadre de tensions régionales croissantes. En avril 2024, un commandant maritime de l’OTAN avait mis en garde auprès du journal The Guardian contre les menaces d’attaques russes visant les infrastructures sous-marines européennes, notamment les câbles et pipelines essentiels pour l’économie. La Suède, tout en reconnaissant l’importance de la transition énergétique, considère donc que la sécurité nationale reste une priorité absolue​.

En France, une décision similaire avait été prise concernant l’éolien terrestre. Dans l’Eure, le parc éolien du plateau du Vexin avait été interdit suite à un avis défavorable du ministère des Armées, estimant qu’il pouvait perturber les radars de la base aérienne militaire 105 d’Évreux.

Le quatorzième parc sera, lui, bien implanté

Du point de vue de l’industrie éolienne suédoise, cette décision soulève des questions concernant la stratégie énergétique et climatique du pays. Les treize parcs rejetés auraient pu générer près de 140 térawattheures par an, soit presque autant que l’actuelle production d’électricité de la Suède.

En réponse aux critiques, la ministre de l’Énergie, Ebba Busch, a déclaré que le pays devait prioriser la « stabilité et la puissance » de son réseau énergétique actuel avant d’ajouter de nouvelles capacités éoliennes à grande échelle. La décision d’approuver le parc Poséidon, avec ses 81 éoliennes prévues sur la côte ouest, marque néanmoins la volonté de la Suède de maintenir une part d’énergies renouvelables, même si celles-ci se développeront majoritairement hors de la mer Baltique, dans les zones au large de la côte sud-ouest de la Suède et de la baie de Botnie.

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L’institut Fraunhofer veut développer un système de stockage d’électricité sous-marin équivalent à un système de pompage-turbinage (STEP). Cette fois au fond de la mer, le concept repose sur une grande sphère de béton emprisonnant de l’eau ou de l’air sous pression.

L’institut Fraunhofer ambitionne la création d’un projet de stockage d’énergie sphérique sous-marin baptisé StEnSea. Après un premier test réussi dans le lac de Constance en Allemagne, le laboratoire prépare une expérimentation en conditions réelles au large de la Californie, en collaboration avec la start-up américaine Sperra et le fabricant d’équipements marins Pleuger Industries. Les dimensions donnent le vertige, notamment au regard de la modeste puissance et capacité de stockage (500 kW pour 400 kWh) : une sphère de 9 mètres de diamètre, 400 tonnes de béton, logée à 500 ou 600 mètres de profondeur.

Lors de la recharge, l’eau est pompée hors de la sphère, qui se remplit d’air. Durant la décharge, l’eau pénètre la sphère par gravité, chassant l’air / Schéma : Institut Fraunhoffer, traduction automatique de l’allemand par Google.

Inspiré par les stations de pompage turbinage de montagne

Le principe de StEnSea s’inspire des centrales hydroélectriques de pompage-turbinage, où l’eau est pompée vers un réservoir en hauteur pour stocker l’énergie, puis relâchée pour générer de l’électricité. Dans le projet StEnSea, ce même concept est adapté au fond marin. Concrètement, en période de surplus d’électricité, une pompe expulse l’eau de la sphère contre la pression naturelle exercée par la colonne d’eau environnante, située au-dessus d’elle. À l’inverse, lorsque l’énergie doit être déstockée, une valve s’ouvre, laissant l’eau pénétrer dans la sphère. La force de l’eau entrant fait tourner une turbine, qui génère ainsi de l’électricité.

En termes de coûts, le Fraunhofer estime que cette technologie peut devenir compétitive avec les centrales de pompage-turbinage classiques, avec un coût estimé à 4,6 centimes par kilowattheure stocké. La sphère en béton devrait avoir une durée de vie de 50 à 60 ans, bien que les pompes et turbines doivent être remplacées tous les 20 ans environ. Les rendements globaux atteignent 75 à 80 %, légèrement en deçà des centrales de pompage terrestres, mais largement suffisants pour des applications où la régularité et la sécurité de l’approvisionnement sont primordiales.

Un grand potentiel de stockage selon le Fraunhofer

Fraunhofer évalue le potentiel mondial de cette technologie à 817 000 gigawattheures (GWh), soit presque le double de la consommation nationale d’électricité en France. Les zones côtières telles que les côtes de Norvège, du Portugal ou encore du Japon présentent un fort potentiel de développement pour ce type de stockage, tout comme certains lacs profonds. Avec cette première expérimentation en conditions offshore, le projet StEnSea entend démontrer la viabilité d’une version élargie du prototype. Il devra ainsi valider les procédés de fabrication, d’installation et de maintenance pour des sphères de 30 mètres de diamètre capables d’emmagasiner davantage d’énergie.

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Quoi de plus déplaisant que d’attraper une serviette humide au sortir de la douche ? Pour vous éviter ce désagrément, nous avons sélectionné pour vous 3 sèche-serviettes électriques qui vous garantiront une sortie de douche douillette et bien chaude…

Avant tout, définissons clairement ce qu’est un sèche-serviettes, que beaucoup de personnes confondent avec un chauffage de salle de bain. À strictement parler, un sèche-serviettes n’est pas destiné à chauffer la pièce, mais simplement à accélérer le séchage de la serviette mouillée et à la chauffer pour une sensation agréable après la douche. C’est pourquoi la plupart des modèles ne dépassent pas 500 W ; l’observation de cette puissance est aussi un bon moyen de repérer l’usage du produit en parcourant rapidement une fiche technique. Et n’oubliez pas que si la taille du sèche-serviettes détermine bien souvent la puissance de chauffage, elle détermine aussi le nombre de serviettes que l’on pourra mettre dessus. Pour voir plus grand, certains constructeurs proposent en option des rallonges perpendiculaires pour suspendre un plus grand nombre de serviettes.

Autre caractéristique du sèche-serviettes, son cœur de chauffe, généralement dénué de liquide caloporteur, s’échauffe plus vite de façon à vous accueillir plus rapidement après le bain dans une serviette confortable. Mais il ne faudra pas oublier de couper ce chauffage après utilisation, sans quoi il consommera plus qu’un « vrai » chauffage. C’est pourquoi il vaut mieux privilégier un modèle doté, a minima, d’une minuterie, d’une programmation, ou d’une commande à distance, par exemple en Wi-Fi via une appli sur smartphone. Certains modèles, généralement les mieux dotés, cumulent les fonctions de sèche-serviettes et de chauffage. Dans ce cas, vérifiez qu’il dispose d’un système de chauffe adapté à sa fonction de chauffage (chauffage à inertie, système PTC…).

Carrera Cayenne Jupiter 500 W : abordable et complet

Voici le sèche-serviettes performant et abordable par excellence. Avec son cœur de chauffe sans fluide et ses nombreuses fonctions, le Jupiter LCD 500 W de Cayenne est un incontournable des premiers prix. Ce cœur de chauffe assure une montée en température rapide – mais un refroidissement également rapide – pour sécher une serviette après une douche, ou la chauffer avant. Attention, ses 500 W ne lui permettent pas de chauffer une salle de bain complète. En plus de chauffer les serviettes, il pourra servir de petit complément au chauffage principal grâce à son programmateur à plusieurs modes (arrêt, hors gel, éco, confort, marche forcée, programmation, fil pilote…). Petit plus, son afficheur numérique simplifie l’utilisation et indique clairement la température et l’état actuel.

• Dimensions : 54,5 × 9 × 98 cm
• Poids : 6 kg
• Puissance : 500 W (existe aussi en 750 W)
• Matière : aluminium

Create Warm Towel Mini 150 W : un mini-sèche-serviettes

Pour ceux qui n’ont pas besoin de faire sécher moult serviettes, le constructeur Create a imaginé ce sèche-serviettes Warm Towel Mini capable d’accueillir une grosse sortie-de-bain ou plusieurs petites serviettes. Il est possible d’augmenter sa capacité en choisissant l’option « étagère » qui ajoute un bras perpendiculaire à l’appareil pour y poser quelques serviettes supplémentaires. Autre option, des pieds permettent de le poser à même le sol sans avoir à le fixer au mur, et ainsi de le déplacer à sa guise.

Pour le reste, ce modèle est dénué de fonctions évoluées et propose simplement un mode de chauffe continu ou un fonctionnement sur minuterie de 1h à 8h. Son thermostat est un thermostat de sécurité, sans réglage possible de la température ; la température indiquée sur l’afficheur correspond à la température ambiante de la pièce où il se trouve. Notez que le Create Warm Towel Mini 150 W se décline en blanc et en noir.

• Dimensions : 8 × 55,8 × 52,3 cm
• Poids : 3 kg
• Puissance : 150 W
• Matière : aluminium

Create Warm Towel Pro : sèche-serviettes et chauffage

Avec le WarmTowel Pro, on entre dans un autre monde. Il ne s’agit plus que d’un simple sèche-serviettes, mais aussi d’un chauffage de salle de bain. Son fonctionnement est réparti sur deux systèmes de chauffage : un sèche-serviette de 500 W sur des barres en aluminium et un chauffage soufflant de type PTC de 1500 W (radiateur à coefficient de température positif). Ce système à base de céramique garantit un fonctionnement optimal dans une salle de bain et en toute sécurité : plus la température augmente, plus la résistance électrique augmente, ce qui fait que la température s’autorégule en augmentant. Gros point fort à ce prix : en plus d’être livré avec une télécommande, ce chauffage est connecté en Wi-Fi (2,4 GHz ; attention lors de l’installation) et peut donc être commandé depuis l’appli d’un smartphone.

Le Create Warm Towel Pro se décline en deux coloris (noir et blanc) et peut s’agrémenter d’une barre perpendiculaire optionnelle pour augmenter sa capacité.

• Dimensions : 101 × 13 × 55 cm
• Poids : 5,5 kg
• Puissance : 500 + 1500 W
• Matière : aluminium et céramique

FAQ : tout savoir sur les sèche-serviettes électriques

Qu’est-ce qu’un sèche-serviettes électrique ?

Un sèche-serviettes électrique est un appareil conçu pour réchauffer et sécher les serviettes dans une salle de bain. Contrairement à un chauffage classique, il n’est pas systématiquement destiné à chauffer toute la pièce, mais à apporter une sensation de confort en offrant des serviettes sèches et chaudes. Il est généralement installé au mur, et son design en barres ou en plaques permet d’y poser des serviettes.

Comment fonctionne un sèche-serviettes sans fluide ?

Un sèche-serviettes sans fluide utilise un cœur de chauffe en aluminium ou en céramique qui chauffe plus rapidement qu’un modèle à fluide. Ce type de sèche-serviettes permet une montée en température rapide, idéale pour réchauffer rapidement les serviettes après la douche. Cependant, il refroidit également plus vite une fois éteint, ce qui limite sa capacité à chauffer la salle de bain.

Quelle puissance choisir pour un sèche-serviettes électrique ?

La puissance d’un sèche-serviettes électrique se situe généralement entre 150 et 1500 watts. Pour un usage de séchage uniquement, une puissance de 150 à 500 W est souvent suffisante. Si l’appareil doit aussi chauffer la salle de bain, un modèle de plus de 1000 W est recommandé, avec une technologie adaptée, comme un radiateur soufflant PTC.

Un sèche-serviettes peut-il remplacer un chauffage de salle de bain ?

Un sèche-serviettes classique de faible puissance ne peut pas remplacer un chauffage de salle de bain. Cependant, certains modèles haut de gamme combinent une fonction de sèche-serviettes avec un système de chauffage supplémentaire, souvent par soufflerie, pour réchauffer la pièce plus efficacement.

Quels sont les avantages d’un sèche-serviettes connecté ?

Un sèche-serviettes connecté permet de contrôler l’appareil à distance via une application smartphone. Cela offre la possibilité de programmer la mise en chauffe avant de prendre sa douche, de gérer l’intensité et la durée de chauffe, et d’économiser de l’énergie en l’éteignant à distance.

Comment entretenir un sèche-serviettes électrique ?

Pour entretenir un sèche-serviettes électrique, il est conseillé de dépoussiérer régulièrement les barres ou la surface de l’appareil. Certains modèles nécessitent également une vérification de la fixation murale, notamment ceux qui supportent des charges lourdes. Enfin, il est recommandé de vérifier le bon fonctionnement des dispositifs de sécurité dans le tableau électrique (disjoncteur différentiel).

L’article Sèche-serviette électrique : notre sélection des modèles les plus économiques est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

En Inde, l’hydrogène vert, produit à partir d’énergies renouvelables, devient moins cher que l’hydrogène dit « gris », fabriqué à partir de ressources fossiles. Plusieurs mécanismes permettent de l’expliquer.

Hygenco Green Energies Pvt Ltd. l’affirme : son hydrogène vert peut désormais être moins cher que l’hydrogène gris produit en Inde. Et c’est une excellente nouvelle pour soutenir les efforts de décarbonation d’un pays en pleine croissance et dont la demande énergétique ne cesse d’augmenter. Rappelons qu’Hygenco avait été à l’origine de la première centrale à hydrogène 100 % vert en Inde. Le projet « Heartland » avait été mis en service en mars 2022. Une centrale alimentée par 75 mégawatts (MW) de panneaux solaires photovoltaïques et 200 MW d’éoliennes.

Les différentes « couleurs » de l’hydrogène selon son mode de production / Infographie : Révolution Énergétique.

La hausse des prix du gaz fossile et des contrats à long terme

Pour proposer un hydrogène vert — celui qui est fabriqué à partir d’une énergie renouvelable — moins cher que l’hydrogène gris — que l’on produit à partir notamment de gaz fossile —, Hygenco profite d’abord d’une situation conjoncturelle favorable. La guerre en Ukraine a fait grimper les prix du gaz. Et comme l’Inde importe le gaz fossile dont elle a besoin pour produire de l’hydrogène, les coûts de fabrication de l’hydrogène gris ont également augmenté dans le pays. Ils varient désormais entre 2,7 et 4 dollars par kilogramme.

Si Hygenco est aujourd’hui en mesure de proposer des prix compétitifs pour son hydrogène vert, c’est aussi parce que la société propose des contrats à long terme qui permettent de stabiliser les prix. Le projet « Steel One » est de ceux-là. Une centrale solaire flottante, un électrolyseur et un contrat à prix fixe sur 20 ans pour une production qui devrait aller jusqu’à 250 tonnes d’hydrogène vert par an. Un hydrogène vert destiné à décarboner la fabrication d’acier de Jindal Stainless.

Les prix de l’hydrogène vert tirés vers le bas par l’innovation

Mais pour proposer des tarifs si compétitifs, Hygenco a aussi travaillé sur l’efficacité de sa production. Son objectif est de ramener le prix de l’hydrogène vert à pas plus de 1 à 2 dollars le kilo. Comment ? Grâce à des technologies de pointe. Des électrolyseurs — ceux avec lesquels on produit l’hydrogène vert — sans cesse améliorés. Mais aussi l’Internet des objets (IoT), l’intelligence artificielle (AI) et l’apprentissage automatique qui permettent de maximiser les rendements en temps réel. Ils permettent aussi d’optimiser productions d’énergies renouvelables et consommations. Le système a montré son efficacité dès le projet « Heartland ».

D’autres, comme Reliance Industries (RIL), Adani Group, Avaada Group ou encore Thermax, sont engagés sur la même voie. Une concurrence qui devrait encore favoriser un peu plus les innovations et les gains d’efficacité. Pour faire baisser encore les prix de l’hydrogène vert en Inde sans pour autant porter atteinte à la rentabilité de ceux qui en produisent.

Le gouvernement joue lui aussi son rôle en la matière. Il a fixé un objectif de prix et de production pour l’hydrogène vert dans le pays d’ici 2030 de 1,50 dollar le kilo et 5 millions de tonnes. Pour y arriver, plusieurs incitations ont été mises en place comme la réduction des droits d’importation sur les machines nécessaires à la production. Mais des défis subsistent. L’investissement initial, notamment, reste élevé.

Hygenco prévoit de produire 75 000 tonnes d’hydrogène vert par an dès 2026 et d’investir quelque 2,5 milliards de dollars sur 3 ans pour développer ses projets dans tout le pays. D’ores et déjà, le spécialiste de la production d’hydrogène vert vient de lancer un appel d’offres pour quelque 1 125 mégawatts (MW) d’énergie renouvelable — 625 MW de solaire photovoltaïque et 500 MW d’éolien — destinés à alimenter une production d’ammoniac vert. Objectif : en produire 1,1 million de tonnes d’ici 2030. C’est Tata Steel, une entreprise indienne spécialisée dans la sidérurgie, qui en profitera.

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La Commission européenne a annoncé le 31 octobre une baisse significative des émissions nettes de gaz à effet de serre dans l’Union européenne pour l’année 2023. Avec une réduction de 8,3 % par rapport à 2022.

« Il s’agit de la plus forte baisse annuelle depuis des décennies, à l’exception de 2020, lorsque le Covid-19 a entraîné une réduction des émissions de 9,8 % », souligne Bruxelles dans un communiqué. La Commission s’est félicitée de cette avancée, une réduction de 8,3 % des émissions de gaz à effet de serre, qu’elle attribue en grande partie au développement des énergies renouvelables.

Ce recul notable des émissions est également le signe, selon Bruxelles, d’un « découplage continu des émissions et de la croissance économique ». En effet, depuis 1990, les émissions de gaz à effet de serre de l’UE ont baissé de 37 %, tandis que le PIB a progressé de 68 % sur la même période, ce qui montre que la réduction de l’impact environnemental ne freine pas nécessairement la croissance économique. Regarder seulement la baisse des émissions de gaz à effet de serre est limitant, car il n’y a pas de découplage actuellement entre le PIB et la biodiversité en net recul.

Transition énergétique et abandon du charbon

Une part importante de cette réduction provient de la production d’électricité et de chauffage, qui ont enregistré une baisse de 24 % des émissions en 2023. Cette diminution est le fruit d’un recours croissant aux énergies renouvelables, telles que les éoliennes et les panneaux solaires, ainsi que d’une transition accélérée pour abandonner le charbon, source d’énergie fossile particulièrement polluante. S’il est difficile de quantifier précisément son implication, la baisse de la demande en électricité, en partie due à un ralentissement économique, peut également avoir joué un rôle dans la baisse des émissions.

En 2023, les énergies renouvelables ont représenté 44,7 % de la production d’électricité dans l’UE, un chiffre en hausse de 12,4 % par rapport à l’année précédente. Les énergies fossiles, en revanche, ont reculé de 19,7 % et ne comptent plus que pour 32,5 % de la production d’électricité européenne. Les centrales nucléaires, quant à elles, ont contribué à hauteur de 22,8 % (+1,2 %). Le mix électrique reste cependant hétérogène selon les États membres.

Les émissions de l’aviation en hausse

Malgré ces progrès, certains secteurs peinent à réduire leurs émissions. C’est notamment le cas de l’aviation, où les émissions ont augmenté de 9,5 % en 2023. Cette hausse s’explique par une reprise post-Covid, les voyages aériens retrouvant leur popularité en Europe. Le secteur aérien demeure ainsi un défi de taille pour l’Union européenne.

Bien que l’Europe se distingue par ses progrès en matière de réduction des émissions – elle qui a historiquement contribué au réchauffement climatique – le reste du monde affiche une tendance bien moins encourageante. Les Nations unies ont annoncé le 28 octobre que les engagements actuels de la communauté internationale ne mèneraient qu’à une baisse de 2,6 % des émissions mondiales d’ici 2030 par rapport à 2019. Or, pour espérer limiter le réchauffement à 1,5 °C, cette réduction devrait atteindre 43 %. Ces chiffres appellent à intensifier de toute urgence les efforts mondiaux, alors que les événements météorologiques extrêmes se multiplient à travers la planète.

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Sur Terre, le débat est vif : faut-il alimenter les voitures électriques avec de l’énergie solaire ou nucléaire ? En fait, il en est tout à fait de même dans l’espace, même si les raisons ne sont pas strictement les mêmes. Pour y voir un peu plus clair, l’Union européenne a commandé une étude sur la propulsion électrique nucléaire, mais dans l’espace. Le consortium, mené par l’électricien belge Tractebel vient de rendre son rapport.

Dans l’espace, comme sur Terre, ce sont les combustibles chimiques qui dominent : dans les énormes fusées, des composés chimiques (hydrogène, méthane, ou kérosène, par exemple) sont mélangés avec de l’oxygène et leur combustion génère de colossales quantités de chaleur. Cette chaleur est utilisée pour comprimer pour accélérer les gaz de combustion au travers d’une tuyère, générant ensuite le mouvement du véhicule par le principe d’action-réaction (troisième loi de Newton).

Plus récemment, des moteurs plus efficaces sont apparus, appelés « moteurs ioniques ». Ces propulseurs équipent aujourd’hui de nombreux satellites ou sondes interplanétaires ; citons par exemple, la sonde japonaise Hayabusa qui, en 2005, s’est presque posée sur l’astéroïde Itokawa, et ramenant ensuite sur Terre un échantillon de quelques grammes. Les moteurs ioniques utilisent diverses manières d’ioniser et d’accélérer un gaz, à partir d’une source d’énergie électrique, typiquement celle fournie par des panneaux photovoltaïques ; on parle alors de « propulsion électrique solaire » (en anglais Solar electric propulsion, SEP).

La propulsion nucléaire plus efficace que la propulsion chimique

Cette méthode de propulsion est bien plus efficace que la propulsion chimique, ce qui se traduit par une vitesse d’éjection des gaz plus élevée, et au total, une réduction très significative de la quantité de carburant qu’il est nécessaire d’emporter. À noter que ce type de moteur n’est utilisé aujourd’hui que dans l’espace, et pas au cours des lancements.

La SEP a deux inconvénients principaux. D’une part, elle génère une poussée très faible, ce qui se traduit par des accélérations lentes, et d’autre part, lorsque l’ensoleillement diminue sensiblement lorsqu’on s’éloigne du soleil, il est nécessaire de prévoir des panneaux beaucoup plus grands, qui alourdissent le véhicule. Au-delà de l’orbite de Mars, le concept touche sa limite technologique et les gains issus de la propulsion électrique solaire s’estompent progressivement.

Une solution : alimenter les propulseurs électriques non pas avec de l’énergie solaire, mais avec de l’énergie nucléaire. Il s’agit là du concept dit « propulsion électrique nucléaire » (en anglais Nuclear electric propulsion, NEP). Et l’Europe a décidé d’évaluer cette solution.

Le projet européen RocketRoll

L’Union européenne a en effet lancé une étude de faisabilité sur la propulsion électrique nucléaire dans l’espace. Initié par le département Future Space Transportation Systems (STS-F), le projet s’appelle RocketRoll, qui est un acronyme quelque peu complexe pour pReliminary eurOpean reCKon on nuclEar elecTric pROpuLsion for space appLications.

Il est mené par l’énergéticien belge Tractebel et regroupe de nombreux partenaires : le Commissariat à l’énergie nucléaire et aux énergies alternatives (CEA), ArianeGroup et Airbus, bien sûr très impliqués dans les technologies spatiales, et l’entreprise Frazer Nash Consultancy. Des experts de différents pays européens ont également été impliqués : chercheurs de l’université de Prague et de l’université de Stuttgart, et des ingénieurs du fournisseur de systèmes spatiaux OHB (OHB Czechspace et OHB System à Brême).

Un premier vol à moteur ionique d’ici 2035 ?

L’étude préliminaire a été lancée en 2023 et s’est terminée en octobre de cette année. Elle a conclu que la technologie de propulseur électrique nucléaire apportait bien les bénéfices escomptés en termes de vitesse, d’autonomie et de flexibilité. Cela concerne en particulier des concepts de remorqueur spatial (en anglais « in-orbit tug »), pour transporter de lourdes charges. Ce résultat n’est pas nouveau, admettons-le, car la NEP est étudiée depuis les années 1960. En revanche, elle a permis de produire une actualisation, en particulier dans le contexte technologique européen, ainsi qu’une feuille de route. Cette dernière indique la possibilité de faire voler un véhicule de test pour une mission dans l’espace d’ici 2035.

L’étude relève également les synergies avec d’autres aspects de missions spatiales. Des réacteurs nucléaires pourraient également produire de l’électricité pour les habitats de missions humaines sur Mars et sur la Lune, pour des missions robotisées plus loin (et plus ambitieuses) dans le système solaire, ou pour d’autres applications spatiales que la propulsion seule.

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La relance du nucléaire en France, annoncée à Belfort par Emmanuel Macron, vise la construction de six nouveaux réacteurs EPR. Les investissements sont déjà conséquents, mais EDF freine dans la contractualisation.

Le programme EPR 2 représente un investissement d’environ 67 milliards d’euros. Il suscite des espoirs, mais aussi de profondes inquiétudes chez les industriels français. Alors que 40 à 50 % des contrats ont déjà été attribués, le manque de visibilité sur le financement et la flambée des coûts freine les signatures.

Des contrats en milliards d’euros déjà engagés

Les entreprises françaises ont remporté des contrats substantiels dans le cadre de ce plan. En novembre 2023, le groupe Eiffage s’est distingué en décrochant un contrat de plus de 4 milliards d’euros pour construire deux des réacteurs de Penly, devançant Bouygues. En collaboration avec Spie et ABC, Eiffage a également obtenu un contrat de 900 millions d’euros pour équiper les six réacteurs en groupes diesel.

EDF a également confié à sa filiale Framatome la fabrication des principaux composants des réacteurs pour un montant total de 8 milliards d’euros. Ce contrat inclut la fourniture de cuves, générateurs de vapeur et pressuriseurs, destinés aux futures centrales de Penly (Seine-Maritime), Gravelines (Nord) et Bugey (Ain). Ces chiffres montrent l’ampleur de ce « chantier du siècle », qui prévoit la création de 100 000 emplois sur dix ans, selon Les Echos.

Les petites et moyennes entreprises prudentes face à l’incertitude

Malgré ces succès, les PME et ETI impliquées restent prudentes. EDF a récemment annoncé une optimisation de ses contrats pour réduire les coûts, une démarche qualifiée de « travail sur les leviers de compétitivité ». Selon Les Échos, un dirigeant de PME témoigne que « les gros morceaux déjà signés l’ont été avec les filiales d’EDF comme Framatome ». Les petites et moyennes entreprises, en revanche, restent dans l’attente, et beaucoup ont déjà réduit leurs investissements pour éviter des risques financiers excessifs​.

Les industriels s’accordent à dire que l’absence de visibilité financière pourrait nuire à l’initiative de relance. André Einaudi, PDG du groupe Ortec, a déclaré aux Échos que si les appels d’offres prévus avaient été lancés, ils auraient embauché des centaines de personnes cette année. À ce rythme ralenti, il anticipe devoir recruter à l’étranger en urgence si les projets s’accélèrent sans préavis​.

Pour les sous-traitants, la poursuite du programme nucléaire, qui pourrait s’étendre à quatorze réacteurs à terme, représente un levier crucial de rentabilité. Chez Eiffage, un investissement de plusieurs dizaines de millions d’euros a déjà été engagé pour construire une réplique grandeur nature d’un anneau de bâtiment réacteur, nécessaire pour obtenir les qualifications aux normes de construction nucléaires. Or, cet investissement pourra être rentabilisé avec des commandes continues, au-delà du seul contrat de Penly​.

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La feuille de route énergétique et climatique de la France a été mise en consultation publique depuis ce lundi 4 novembre. Elle se compose de deux documents clés : la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) et la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE).

Bien que riches en objectifs, la PPE et la SNBC soumis à la consultation depuis ce lundi 4 novembre, suscitent encore des doutes quant à leur faisabilité. En cause, le retard dans leur présentation et de faibles moyens financiers et techniques requis pour leur mise en œuvre.

L’énergie et ses objectifs par filière

La PPE fixe des objectifs ambitieux pour la production d’énergie décarbonée et la réduction des énergies fossiles. L’un des grands enjeux est de réduire la dépendance aux énergies fossiles, qui représentaient encore 60 % de la consommation énergétique en 2022, à seulement 42 % d’ici 2030 et 30 % d’ici 2035. Pour y parvenir, la France compte s’appuyer sur deux piliers majeurs : la réduction de la consommation d’énergie (-28,6 % entre 2012 et 2030) grâce à des politiques de sobriété et d’efficacité et le développement massif des énergies renouvelables et du nucléaire.

En termes d’énergies renouvelables, la feuille de route prévoit de multiplier par six la puissance installée du photovoltaïque d’ici 2030 et d’atteindre une capacité éolienne en mer de 18 gigawatts (GW) d’ici 2035, contre seulement 0,6 GW en 2022. L’éolien terrestre, quant à lui, devra doubler pour atteindre entre 40 et 45 GW sur la même période. À cela s’ajoute une accélération du déploiement de la chaleur renouvelable, du biogaz, de l’hydroélectricité, et des biocarburants et l’hydrogène. La PPE table sur une augmentation de la production actuelle grâce au prolongement de la durée de vie des réacteurs existants et à la mise en service de l’EPR de Flamanville. En énergie, cet objectif donne une production de 360 térawattheures (TWh) par an et, si possible, de 400 TWh par an en 2030-2035, contre 279 TWh en 2022. Le programme de construction de six nouveaux réacteurs EPR2, et potentiellement de huit autres, est également confirmé.

Les pompes à chaleur à la fête

Le secteur du bâtiment est également une priorité dans la réduction des émissions de gaz à effet de serre. La SNBC vise à réduire les émissions du secteur de 44 % d’ici 2030, un objectif soutenu par plusieurs mesures. Parmi celles-ci, le remplacement de 75 % des chaudières au fioul et d’environ un quart des chaudières au gaz est prévu. Par ailleurs, la France s’engage à installer un million de pompes à chaleur d’ici à 2027, tout en augmentant les subventions pour les rénovations lourdes afin de rénover 400 000 maisons individuelles et 200 000 logements chaque année d’ici 2030 .

Ces objectifs témoignent de la volonté d’accélérer la transition, mais les acteurs du secteur craignent que les financements ne suivent pas. En effet, les coupes récentes dans le « budget vert » pourraient compromettre ces initiatives.

Transports : électrification et mobilité douce

Le secteur des transports représente un autre pilier de la feuille de route, car il est à lui seul responsable d’un tiers des émissions de gaz à effet de serre en France. Le gouvernement vise une réduction de 31 % des émissions de ce secteur entre 2022 et 2030, un objectif qui requiert une profonde transformation du modèle de transport actuel. Les actions envisagées incluent le déploiement massif de véhicules électriques pour représenter deux tiers des ventes de véhicules neufs, l’installation de 400 000 bornes de recharge publique (contre 130 000 aujourd’hui), ainsi qu’une hausse de 25 % de l’usage des transports en commun.

Outre l’électrification, le plan mise également sur un doublement du fret ferroviaire et du réseau de pistes cyclables, pour atteindre 100 000 km de pistes d’ici la fin de la décennie. Le transport aérien n’est pas en reste : une tarification carbone progressive est envisagée pour limiter son impact climatique. Selon la ministre de la Transition énergétique, cette feuille de route constitue un véritable « plan de bataille ».

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La centrale nucléaire de Chinon serait en passe d’accueillir un réacteur de la startup Newcleo. Un réacteur modulaire pourrait voir le jour, dans un territoire marqué par la centrale graphite-gaz.

Le site nucléaire de Chinon, en Indre-et-Loire, a récemment suscité l’intérêt de la start-up Newcleo, spécialisée dans les mini-réacteurs avancés. Ce site historique du nucléaire français, où le premier réacteur au graphite-gaz a été raccordé au réseau en 1963, pourrait accueillir le premier mini-réacteur modulaire avancé (AMR) de Newcleo, un projet novateur pour la startup basée à Paris, Londres et Turin.

Pourquoi le choix de Chinon ?

La centrale nucléaire de Chinon présente plusieurs atouts qui en font un candidat pour ce projet. « Chinon est éligible pour accueillir deux EPR 2 (Evolutionary Power Reactor de génération III) », a rappelé à Ouest-France le directeur de la centrale, Stéphane Rivas, en février 2024. Si la candidature de Chinon pour les EPR 2 est en cours, l’intérêt de Newcleo pour ce site s’ajoute aux ambitions nucléaires locales. Pour Jean-Luc Dupont, maire de Chinon et président de la communauté de communes Chinon Vienne et Loire, ce projet « pourrait permettre de fiabiliser cette filière et de passer ensuite au stade industriel », comme rapporté par Ouest-France.

La commune et ses habitants sont intimement liés au nucléaire depuis près de 70 ans, un facteur qui renforce encore cette candidature. « Chinon est un territoire déjà acculturé à cette filière du nucléaire : cela fait quasiment 70 ans que le nucléaire est là, et toutes les familles sont concernées », souligne M. Dupont. Cet enracinement historique confère à Chinon un savoir-faire et une acceptabilité sociale rare, essentiels pour accueillir un projet de cette envergure.

En parallèle, les discussions avec Newcleo sont déjà en cours. La start-up italienne a rencontré les responsables locaux à trois reprises, exprimant un vif intérêt pour l’implantation d’un AMR de 30 MW sur les 10 hectares de terrain disponibles autour de la centrale. Cet espace, actuellement parc d’activités, est vu comme un futur centre d’ingénierie pour les mini-réacteurs de Newcleo, une installation qui pourrait générer environ 300 emplois dans le secteur de l’ingénierie.

Le rôle de Newcleo dans le nucléaire de demain

Fondée en Italie, Newcleo s’engage à développer des réacteurs modulaires avancés (AMR), une technologie qui pourrait transformer la production d’énergie nucléaire. En utilisant des matériaux comme le plomb liquide pour le refroidissement, les AMR de Newcleo pourraient atteindre un rendement élevé tout en minimisant les déchets radioactifs.

Pour l’instant, le projet reste à l’état de proposition et dépendra des décisions de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), qui devra approuver le modèle proposé par Newcleo.

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Alors que les premiers frimas de l’automne se font sentir, il est temps de se pencher sur le mode de chauffage de nos habitations. Pour les logements équipés de radiateurs électriques, il existe désormais sur le marché des appareils modernes et connectés, qui peuvent être pilotés à distance via une application accessible sur smartphone ou tablette. Ils permettent de mieux contrôler la température de consigne et les périodes de chauffe, afin de réaliser des économies d’énergie. Voici quelques-uns un des modèles les moins chers du marché.

Pour trouver les modèles de radiateurs connectés les moins chers du marché, nous avons passé en revue les grandes enseignes et avons sélectionné les modèles dotés d’une puissance de 1500 watts (W). Il s’agit d’un niveau intermédiaire, qui convient pour chauffer une pièce de 15 à 25 m². Il faut savoir que les radiateurs électriques sont souvent déclinés en puissances de 500, 1000, 1500, 2000 et 2500 W, adaptées à différentes superficies.

Le radiateur électrique est le mode de chauffage le moins cher à l’achat, parmi toutes les catégories (fioul, gaz, bois, pompe à chaleur, etc.). C’est aussi le plus simple et rapide à déployer, dans un logement neuf comme en rénovation. Il suffit de disposer d’une ligne électrique dédiée câblée en 2,5 mm² pour l’alimenter et de quelques dizaines de minutes pour l’installer, avec des outils simples : perceuse ou perforateur et tournevis.

Cependant, le radiateur électrique est parmi les plus coûteux à l’usage, particulièrement lorsque le prix de l’électricité est élevé. Il fonctionne avec une simple résistance électrique, qui transforme le courant électrique en chaleur avec un coefficient de performance (COP) de 1. Cela le rend moins performant qu’une pompe à chaleur (PAC), par exemple, qui affiche un COP généralement situé entre 2 et 5, selon l’appareil et la température extérieure. Ainsi, lorsque 1 kWh d’électricité consommée par un radiateur électrique est transformée en 1 kWh de chaleur, une PAC peut, elle, restituer 2 à 5 kWh de chaleur avec la même quantité d’électricité.

Il est donc indispensable d’optimiser les plages et températures de fonctionnement d’un radiateur électrique pour maîtriser sa consommation. Pour cela, les modèles connectés en WiFi sont idéaux. Ils permettent de contrôler à distance la température de consigne et les horaires de démarrage en toute simplicité. Voici notre sélection de radiateurs électriques connectés à petits prix.

Radiateur électrique connecté Bestherm Nessa Connect : le moins cher

Le radiateur connecté de Bestherm est plat et lisse, ce qui lui donne un aspect très sobre. Il s’agit d’un modèle avec un cœur de chauffe en céramique. Il est de forme horizontale et de couleur blanche. Il pèse 10 kg et ses dimensions sont les suivantes : hauteur 455 mm, largeur 80 mm, profondeur 125 mm. Il est connecté et peut être piloté à distance via les applications Tuya et Smart Life. Il est également équipé de différents programmes qui peuvent être personnalisés sur la semaine. Il dispose d’une option « sécurité enfant » qui permet de verrouiller son écran afin que les jeunes enfants ne puissent pas changer les réglages.

Le radiateur électrique connecté Heatzy Shine : la nouveauté d’une start-up

Le radiateur connecté Heatzy Shine est conçu par une start-up spécialisée dans le pilotage énergétique des radiateurs électriques. Il s’agit d’un radiateur en aluminium à inertie fluide, qui permet une chauffe plus douce et progressive. Même après l’arrêt du chauffage, la chaleur contenue dans le fluide (de l’huile minérale la plupart du temps) continue de se dissiper dans l’air durant plusieurs dizaines de minutes. Il se connecte en WiFi via l’application Heatzy, afin de gérer notamment la température de consigne. Le modèle de 1500 W pèse 12,45 kg pour une largeur de 690 mm, une hauteur de 575 mm et une profondeur de 90 mm.

Le radiateur électrique connecté Purline Ceramic, blanc discret

Ce modèle de radiateur électrique vendu par Purline fonctionne avec un corps de chauffe en céramique et dispose d’une connectivité WiFi via l’application Tuya ou Smart Life. Pesant 12,9 kg pour le modèle de 1500 W, ses dimensions sont de 500 mm de haut, 820 mm de large et 90 mm de profondeur. Son style blanc épuré et ses courbes douces lui permettent de s’intégrer discrètement dans la plupart des intérieurs. Comme la plupart des radiateurs électriques connectés, il dispose de la fonction « fenêtre ouverte », qui détecte automatiquement lorsqu’une fenêtre est restée ouverte et coupe ainsi le chauffage. Cela évite de mauvaises surprises en recevant sa facture d’électricité.

Vous avez toutes les informations pour choisir entre les différents modèles de radiateurs connectés les moins chers du marché. Soyez toutefois à l’affût des promotions qui sont régulièrement mises en place pour ce type de produits.

FAQ : tout savoir sur les radiateurs électriques connectés

Qu’est-ce qu’un radiateur électrique connecté ?

Un radiateur électrique connecté permet de contrôler le chauffage via une application sur smartphone ou tablette. Grâce à une connexion WiFi ou plus rarement Bluetooth, ces appareils peuvent être gérés à distance, permettant d’ajuster la température, d’activer des modes de chauffe ou de programmer des horaires. Cette connectivité permet une meilleure maîtrise de la consommation énergétique en chauffant uniquement lorsque nécessaire.

Les radiateurs électriques sont-ils économiques à l’usage ?

Comparé à des systèmes de chauffage comme les pompes à chaleur, le radiateur électrique est souvent plus coûteux à l’usage en raison de sa consommation électrique. Les modèles connectés, bien qu’ils permettent une gestion optimisée de la température, n’améliorent pas la performance propre du radiateur, mais peuvent réduire la consommation, en contribuant à réduire les périodes de chauffe inutiles et les situations de gaspillage (comme les fenêtres ouvertes).

Quelle puissance de radiateur choisir selon la taille de la pièce ?

La puissance recommandée d’un radiateur dépend de la superficie de la pièce. En général, il faut compter 100 W par m² pour un logement bien isolé. Un radiateur de 1500 W convient ainsi pour une pièce de 15 à 25 m². Il est toutefois conseillé d’opter pour une puissance supérieure si l’isolation est insuffisante ou si la pièce est particulièrement exposée au froid.

Est-il possible de connecter plusieurs radiateurs dans une même application smartphone ?

Oui, la plupart des applications de pilotage de radiateurs connectés permettent de regrouper plusieurs appareils. Cela facilite la gestion du chauffage dans l’ensemble du logement, en permettant de régler chaque radiateur individuellement ou, sur certaines applications, de les coordonner selon une programmation commune.

Les radiateurs connectés sont-ils compatibles avec la domotique ?

De nombreux radiateurs connectés peuvent s’intégrer à un système de domotique, à condition qu’ils soient compatibles avec les principaux assistants vocaux comme Alexa, Google Home ou Siri. Cela permet de les piloter vocalement et de les inclure dans des scénarios d’automatisation avec d’autres appareils connectés. N’hésitez pas à consulter la fiche technique détaillée de chaque radiateur pour connaître leur compatibilité avec ces outils.

Comment sécuriser un radiateur électrique pour éviter que les enfants ne modifient les réglages ?

De nombreux radiateurs connectés incluent une option de verrouillage ou « sécurité enfant » qui empêche les réglages de la température d’être modifiés par inadvertance. Cette option, souvent disponible dans l’application smartphone, bloque les commandes tactiles du radiateur.

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Construire, au large des côtes de la Belgique, une île énergétique qui permette de dispatcher l’électricité produite par des éoliennes en mer. L’idée est belle. Mais elle pourrait bien coûter beaucoup plus cher que prévu.

C’est au large des côtes belges, quelque part en mer du Nord, que doit prochainement être lancé le chantier de la toute première île énergétique au monde — un autre projet du genre est en cours au Danemark. L’île Princesse Élisabeth. La Banque européenne d’investissement (BEI) vient d’ailleurs d’accorder au porteur du projet, Elia Transmission Belgium (ETB), une subvention de 650 millions d’euros pour mener à bien la première phase. Les fondations de l’île sont déjà en construction aux Pays-Bas.

Cette île énergétique de 6 hectares pourrait être comparée à une rallonge high-tech avec des multiprises. Des câbles sous-marins d’éoliennes en mer s’y rejoindront et des transformateurs permettront d’acheminer le courant vers la terre d’une part et de mieux connecter la Belgique à ses voisins européens d’autre part. Le Royaume-Uni et le Danemark, dans un premier temps. Le tout alliant courant continu et courant alternatif pour optimiser les transmissions. Objectif : intégrer, d’ici 2030 — date des premiers raccordements pour une fin de travaux annoncée en 2027 —, pas moins de 3,5 gigawatts (GW) d’électricité éolienne offshore au réseau — de quoi alimenter 3 millions de foyers, selon les projections d’Elia Transmission Belgium.

Du feu vert environnemental à l’explosion du budget

Il y a un an environ, le projet avait obtenu son feu vert environnemental. Et ce n’était pas la moindre des choses pour une île énergétique construite en pleine zone Natura 2000. Des mesures spécifiques ont donc été prévues pour protéger la biodiversité. Des corniches en surface pour accueillir les oiseaux et des structures sous l’eau pour créer un récif artificiel riche et diversifié, par exemple.

Désormais, voici que l’île énergétique de la princesse Élisabeth fait face à un obstacle inattendu. Une explosion de son coût. Elle devait en effet coûter environ 2,2 milliards d’euros. Mais la semaine dernière, c’est un chiffre très différent qui a été évoqué au Parlement. Un chiffre de l’ordre de 7 milliards d’euros, soit presque autant qu’un réacteur nucléaire. « Cette augmentation est très préoccupante », estime la ministre belge de l’Énergie, Tinne Van der Straeten, auprès de l’AFP. ETB, qui n’a pas souhaité confirmer le chiffre, explique tout de même que la guerre en Ukraine a provoqué une sorte de ruée vers les énergies renouvelables et vers le matériel indispensable à leur déploiement à grande échelle. La pression sur les câbles, sur les convertisseurs courant alternatif/courant continu, les transfomateurs ou même sur les bateaux d’accès aux chantiers a fait grimper les prix.

Les gros industriels craignent une envolée des prix de l’électricité dans le pays pour compenser le surcoût. Ils demandent donc la suspension — ou au moins la révision — du projet d’île énergétique. Le gouvernement belge, quant à lui, souhaite maintenir le cap et espère limiter le dérapage budgétaire en obtenant des financements supplémentaires de la part de l’Europe. Le projet, après tout, concerne également d’autres pays européens. Et devrait aider l’Europe à atteindre ses objectifs de déploiement des énergies renouvelables.

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L’agence anti-monopole tchèque a provisoirement rejeté les plaintes des groupes EDF et Westinghouse, opposés à la sélection du constructeur sud-coréen KHNP pour les négociations exclusives sur la construction de deux nouveaux réacteurs nucléaires à la centrale de Dukovany.

EDF et Westinghouse n’obtiennent pas gain de cause, enfin provisoirement. Les deux constructeurs de réacteurs nucléaires, évincés de l’appel d’offres mené par l’énergéticien tchèque CEZ, expriment depuis plusieurs mois leurs réserves concernant cette décision. Le refus de l’agence bloque, pour le moment, toute possibilité de remise en cause immédiate du choix du Sud-coréen KHNP, mais laisse aux deux groupes occidentaux une fenêtre de recours de deux mois.

Des subventions déguisées derrière l’offre sud-coréenne ?

Face à cette décision, EDF et Westinghouse avaient initialement saisi l’agence anti-monopole pour contester la procédure, mettant en avant plusieurs points. Westinghouse, notamment, a fait valoir que l’offre de KHNP nécessiterait l’exportation d’une licence d’exploitation vers la Corée du Sud, ce qui pourrait impliquer des décisions d’autorisation des autorités américaines, non consultées dans cette affaire. De son côté, EDF a pointé du doigt des incertitudes sur la transparence de l’offre sud-coréenne, qui pourrait, selon elle, bénéficier de garanties publiques du gouvernement sud-coréen en cas de dépassement de coûts, faussant ainsi les règles de la concurrence.

Pour EDF, ce soutien implicite de l’État coréen enfreindrait les règles d’équité commerciales et les principes de transparence qui doivent, selon l’énergéticien, structurer de tels projets. Cette position a également conduit EDF à saisir la Commission européenne dans le cadre d’une plainte formelle, sollicitant une enquête sur d’éventuelles subventions étrangères illicites, incompatibles avec le droit communautaire.

Un contexte de concurrence exacerbée dans le nucléaire européen

Le projet de Dukovany cristallise une compétition accrue entre les grandes entreprises de construction de réacteurs nucléaires pour les marchés européens, marquée par des enjeux géopolitiques importants. Avec un coût estimé à 8,65 milliards de dollars par réacteur, l’offre de KHNP se révèle particulièrement compétitive. Une réalité qui, selon EDF, pourrait masquer des subventions indirectes de l’État sud-coréen, destinées à soutenir le groupe en cas de dépassement de budget.

Cette plainte s’inscrit dans une dynamique plus large, alors que la Commission européenne a intensifié ces dernières années son contrôle sur les subventions étrangères au sein du marché européen. En avril dernier, elle a ouvert plusieurs enquêtes contre des consortiums chinois pour des appels d’offres dans le domaine des énergies renouvelables en Roumanie. En adressant sa plainte à l’exécutif européen, EDF espère que des mesures similaires pourront être prises concernant KHNP, ce qui pourrait remettre en question les accords entre CEZ et le constructeur sud-coréen.

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Aux États-Unis, les petits réacteurs nucléaires modulaires ont le vent en poupe auprès des géants de la tech, notamment les GAFAM (Google, Apple, Meta – anciennement Facebook -, Amazon et Microsoft). Bien que la technologie n’en soit qu’à ses débuts, des accords récemment signés par ces entreprises reflètent un avenir prometteur pour l’industrie. Cependant, malgré l’annonce de partenariats, la concrétisation des projets de réacteurs demeurerait incertaine, selon l’avis d’experts.

Les grandes entreprises technologiques américaines investissent massivement dans les centres de données pour répondre aux besoins associés à l’expansion rapide de l’intelligence artificielle et à la demande croissante de services numériques. Cependant, la consommation énergétique élevée de ces infrastructures risque de mettre à rude épreuve le réseau électrique vieillissant du pays, qui peine à suivre le rythme de cette croissance. De plus, l’approbation de nouvelles lignes de transmission est retardée, reportant la fermeture de certaines centrales fossiles. En réponse, certaines des GAFAM envisagent des solutions de production d’énergie locale afin de réduire leur dépendance aux réseaux existants et d’atteindre leur objectif de neutralité carbone dans les délais. Le mois dernier, elles ont particulièrement manifesté leur intérêt pour les petits réacteurs nucléaires modulaires (ou SMR pour small modular reactor).

Des partenariats avec des entreprises spécialisées dans les SMR

En octobre, deux géants du Net ont signé de nouveaux accords avec des entreprises spécialisées dans les SMR. Google, l’un d’entre eux, a conclu un contrat d’achat d’énergie avec Kairos Power, qui prévoit de lancer son premier SMR de 500 MW d’ici 2030, suivi de plusieurs autres unités jusqu’en 2035. La société énergétique affirme avoir déjà franchi plusieurs étapes clés dans le développement de sa technologie et aurait déjà obtenu un permis de construction pour son réacteur de démonstration, un document délivré par la Commission de réglementation nucléaire américaine.

De son côté, Amazon dit avoir investi 500 millions de dollars via un tour de table chez l’entreprise X-Energy. Cet investissement soutiendra la finalisation de la conception d’un SMR de 80 MW, ainsi que la construction de la première phase d’une usine de production de combustible. En parallèle, Amazon a également signé un accord avec Energy Northwest pour financer la construction de quatre SMR de X-Energy, soit un total de 320 MW, et prévoit déjà cinq autres unités dans le futur. D’ici 2039, le roi du e-commerce espère exploiter 5 GW d’énergie provenant des SMR.

Microsoft, pour sa part, a également déjà manifesté son intérêt pour le nucléaire, mais en revanche, l’entreprise s’oriente davantage vers les systèmes traditionnels. Aux dernières nouvelles, la firme envisage de relancer un des réacteurs du Three Mile Island aux États-Unis, qui a été mis à l’arrêt en 2019. Toutefois, une annonce de recrutement de l’année dernière suggère que la firme pourrait aussi s’intéresser aux SMR. La société était à la recherche d’un gestionnaire de programme de technologie nucléaire, dont les missions comprenaient l’intégration de petits réacteurs modulaires.

Une solution énergétique non viable pour les firmes de la tech ?

Étant donné la nature émergente des SMR, la décision de ces grandes enseignes ne manque pas de soulever des questionnements quant à la concrétisation des projets et aux délais de livraison. En effet, la technologie est encore principalement en phase de développement. De plus, le processus de concrétisation d’un projet SMR est relativement long. La conception technologique, les approbations réglementaires et la construction peuvent prendre énormément de temps. Deux experts interrogés par le média Montel pensent, d’ailleurs, que les délais visés par ces entreprises sont trop ambitieux compte tenu des défis techniques et réglementaires. L’un d’eux souligne également le risque lié aux coûts élevés pouvant rendre les projets non viables économiquement pour ces géants de la technologie. Il recommande de concentrer les efforts sur le développement d’un ou deux modèles standardisés de SMR. L’effet d’échelle pourrait, selon ce spécialiste, être significatif à partir de 700 unités d’un même modèle.

Certains observateurs craignent même que les annonces de Google et Amazon ne soient une simple stratégie d’amélioration d’image de marque, en réponse aux attentes des consommateurs et investisseurs en matière de responsabilité environnementale. Quoi qu’il en soit, ces récentes nouvelles constituent un vrai coup de levier pour l’industrie du SMR, qui est désormais mise en avant par des acteurs de renommée mondiale.

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L’Arabie Saoudite bat des records dans les appels d’offre solaire : 0,012 euro le kilowattheure. À des tarifs légèrement plus élevés, EDF et TotalEnergies sont encore en lice pour décrocher un parc.

L’Arabie Saoudite, pays historiquement ancré dans les énergies fossiles, continue de diversifier ses sources d’énergie avec son programme national d’énergie renouvelable (NREP). Cette semaine, la Saudi Power Procurement Co. (SPPC) a dévoilé les entreprises présélectionnées pour la cinquième phase de ce programme, un appel d’offres solaire visant l’installation de 3,7 gigawatts (GW) de capacité photovoltaïque. Ce projet, qui fait appel à des géants de l’énergie mondiale, dont plusieurs acteurs français, marque une étape décisive vers la transition énergétique du pays.

Le prix le plus bas proposé à 0,012 €/kWh

L’un des aspects les plus remarquables de cet appel d’offres est le tarif proposé pour la production d’électricité solaire. Un consortium dirigé par Masdar, en collaboration avec la Korea Electric Power Corporation (KEPCO), a soumis pour le projet Al-Sadawi Solar PV IPP (2 GW) une offre record de 0,0129 dollar par kilowattheure $/kWh, soit environ 0,012 €/kWh. Ce prix est non seulement l’un des plus bas jamais vus dans l’industrie solaire, mais il est aussi un indicateur du potentiel de production d’énergie à bas coût dans les régions ensoleillées du Moyen-Orient.

Cette compétitivité croissante des prix illustre le progrès technologique réalisé par le secteur et la capacité des entreprises à réduire les coûts de production, grâce notamment à la baisse du prix des panneaux photovoltaïques, aux avancées dans les systèmes de gestion de l’énergie et aux économies d’échelle générées par des projets d’une telle envergure.

Les entreprises françaises au cœur de la compétition

Les groupes français EDF Renouvelables et TotalEnergies, engagés de longue date dans les énergies renouvelables, font partie des soumissionnaires présélectionnés. EDF Renouvelables, en partenariat avec SPIC Huanghe Hydropower Development, a proposé un tarif légèrement plus élevé, à 0,0122 €/kWh pour le projet Al-Sadawi. Ce tarif reste toutefois ultra-compétitif, permettant à EDF de se positionner en acteur majeur dans la course pour ce gigantesque projet. De son côté, TotalEnergies, associé à Al Jomaih Energy and Water Company, a également soumis une offre pour le projet Al-Masaa (1 GW), avec un prix de 0,0127 €/kWh.

Pour EDF et TotalEnergies, la participation à cet appel d’offres saoudien représente une opportunité de consolider leur position sur le marché du Moyen-Orient, un marché stratégique en pleine expansion pour les énergies renouvelables. Leur succès dans ces appels d’offres contribuerait aussi à renforcer le savoir-faire français dans le domaine de l’énergie solaire.

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Pendant que la France hésite dans son soutien aux hydroliennes, l’Union européenne (UE) soutient deux projets français à hauteur de 51 millions d’euros : Flowatt en 2026 et NH1 en 2028.

Les développeurs français HydroQuest et Normandie Hydroliennes sont les lauréats d’une aide de 51 millions d’euros du Fonds pour l’innovation. Leurs projets de fermes hydroliennes sont prévus pour le raz Blanchard, l’un des plus puissants courants d’Europe, situé en Normandie, avec une mise en service en 2026 pour Flowatt et 2028 pour NH1. Ces projets sont le fruit d’années de développement technologique dans le domaine des énergies marines renouvelables, visant une production énergétique prédictible et durable.

La ferme NH1, dotée d’une puissance de 12 MW grâce aux turbines AR3000 de Proteus, fournira jusqu’à 33,9 gigawattheures (GWh) par an, soit l’équivalent de la consommation d’environ 15 000 habitants. Construites à Cherbourg, ces turbines sont les plus puissantes du monde et promettent un coût d’électricité compétitif. Ces fermes doivent permettre de valider la viabilité économique de l’hydrolien pour, à terme, lancer des déploiements commerciaux plus larges.

Le gouvernement Barnier choisira-t-il de soutenir la filière ?

Pourtant, malgré cet enthousiasme technologique, le soutien politique demeure limité. Une dizaine de parlementaires, dont Anna Pic, députée de la Manche, ont adressé une lettre au Premier ministre Michel Barnier pour exiger un cadre clair. Ils rappellent l’absence de débat public et de stratégie ambitieuse pour l’hydrolien, malgré des objectifs de production de 1 GW en 2030 et de 5 GW en 2050 évoqués dans le passé. Cependant, la majorité sénatoriale a récemment soutenu un amendement dénué de chiffrage, mettant en lumière le peu de considération politique pour la filière.

Pour que cette énergie soit compétitive et attractive pour les investisseurs, un déploiement commercial reste essentiel. Les retards pris et le manque de décisions stratégiques pèsent sur l’avenir de l’hydrolien en France. À ce jour, sans véritable planification énergétique intégrée, les industriels, dont Sabella avec ses installations près de l’île d’Ouessant, attendent impatiemment des appels d’offres permettant un développement à plus grande échelle.

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Ni l’éolien ni le solaire ne sont capables de produire « à la demande ». Ces deux sources renouvelables ne génèrent de l’électricité qu’en fonction des conditions météo et de l’ensoleillement, par nature aléatoires. Mais doit-on les qualifier d’énergies intermittentes ou d’énergies variables ? La réponse n’est pas si simple.

Pour le Larousse, le terme « variable » se rapporte à quelque chose « qui change avec le temps ». Le terme « intermittent », quant à lui, qualifie quelque chose « qui est coupé d’interruptions ». La différence est subtile. Mais elle existe. Ainsi, se poser la question de savoir lequel de ces adjectifs caractérise le mieux l’éolien et le solaire peut bel et bien trouver du sens.

Car rappelons en préambule que les panneaux photovoltaïques, tout comme les éoliennes, ne produisent de l’électricité que lorsque le soleil brille, le jour et pas la nuit, par exemple, pour les premiers ou lorsque le vent souffle pour les secondes. Ainsi a-t-on été initialement tenté de regrouper solaire et éolien sous la bannière des « énergies renouvelables intermittentes ». L’abréviation EnRi apparaît alors dans bon nombre d’écrits et de publications.

De l’énergie intermittente à l’énergie variable

Mais au fil du temps, le terme semble avoir acquis une connotation négative. Il est notamment employé par des opposants au déploiement du solaire ou de l’éolien qui présentent cette intermittence comme un défaut majeur de ces énergies. Un défaut qui met en danger le réseau électrique et qui contraint à conserver en état de fonctionnement, des moyens de production « non intermittents ». Des moyens dits « de base » comme les centrales à gaz — qui émettent du dioxyde de carbone (CO₂) — ou les centrales nucléaires.

Les partisans des renouvelables, notamment, préfèrent désormais qualifier le solaire et l’éolien d’énergies variables. Pour mieux rendre compte de la réalité, disent-ils. Parce que, selon eux, il est plus juste de dire que la production éolienne « change avec le temps » que de dire qu’elle « est coupée » d’interruptions.

Il est vrai que le terme « intermittent » peut renvoyer à l’image d’un moyen de production qui serait actionné par un interrupteur. Qui produirait donc soit à 100 %, soit à 0 %. Or, ce n’est pas tout à fait le cas. Une éolienne, par exemple, s’arrête rarement de tourner d’un coup d’un seul. Sa production peut tout à fait tomber à zéro, mais elle varie aussi au fil des heures en fonction de la vitesse du vent. Et la variabilité ne doit pas nécessairement s’envisager à l’échelle d’une seule éolienne. Mais au moins à celle d’un parc dans son ensemble, voire d’un pays ou d’un continent tout entier. Il devient alors d’autant plus rare que la production ne devienne réellement nulle. Surtout lorsque la région considérée présente une géographie variée qui favorise des régimes de vent différents. C’est toutefois un peu moins vrai pour les panneaux photovoltaïques qui ne produisent effectivement pas du tout pendant la nuit.

De l’intermittence choisie à l’intermittence subie

Des chercheurs français ont tenté une définition. Ils confirment que la « variabilité » caractérise les fluctuations d’une source d’énergie. Mais ils précisent qu’elle ne présage en rien de leur rapidité ou de leur amplitude. C’est le terme « intermittence » qui apporte ce détail. Il permet, selon eux, en effet, de qualifier des fluctuations rapides et de grande amplitude. Et une puissance fournie par la source qui peut devenir nulle.

Leurs travaux sont aussi l’occasion d’introduire deux autres concepts, celui d’intermittence subie et celui d’intermittence choisie. La première forme d’intermittence, on le comprend assez facilement, s’applique plutôt aux énergies renouvelables que sont le solaire et l’éolien. Parce que leurs variations de production dans le temps dépendent de la météo ou de l’heure de la journée. La seconde forme d’intermittence peut, quant à elle, décrire la situation d’un moyen de production thermique. Une centrale à gaz que l’on éteint ou que l’on rallume en quelques heures, en fonction des besoins du réseau et des consommateurs, par exemple. Notez que les centrales thermiques peuvent aussi être le fait d’une part d’intermittence subie. Lorsqu’une panne survient notamment. La production peut alors chuter rapidement en peu de temps.

La variabilité des énergies solaire et éolienne pose-t-elle problème ?

Vous l’aurez compris, la véritable difficulté, c’est de réussir à faire avec l’intermittence subie. Mais des solutions existent. Il y a d’abord celui que les spécialistes appellent l’effet de foisonnement. Celui qui permet d’atténuer les variations de production en multipliant des sources éloignées dans l’espace. La complémentarité des sources aide également à limiter les fluctuations. Ainsi le solaire produit beaucoup en été. L’éolien, lui, produit plus en automne et au printemps. Enfin, il faut signaler que les prévisions météorologiques se sont améliorées depuis quelques années. Elles facilitent les opérations des gestionnaires du réseau électrique. Même si le changement climatique pourrait venir rendre les prévisions moins fiables à l’avenir. La fumée émise par des feux de forêt pourrait ainsi provoquer une division par deux de la production solaire dans une région. Et ce, de manière très peu prévisible. Même lorsque la qualité de l’air semble correcte.

La technologie peut aussi aider à gérer l’intermittence et la variabilité des énergies éolienne et solaire. En la matière, les systèmes de stockage jouent un rôle essentiel. Ils stockent l’excédent d’électricité qui peut être produit en période de pointe pour le restituer lorsque la production baisse ou lorsque la demande augmente. Les réseaux intelligents ont, eux aussi, leur rôle à jouer. En aidant à piloter au mieux les productions et les consommations.

Pour certains, tout cela restera insuffisant. Mais la question reste ouverte. L’Académie des sciences, par exemple, conclut, dans un rapport de 2022, que l’intermittence des énergies solaire et éolienne impose de disposer aussi, dans le mix d’un pays, de ressources pilotables — qui peuvent produire ou s’effacer au besoin — et bas-carbone. D’autres études montrent qu’en déployant des batteries à grande échelle, les énergies renouvelables intermittentes pourraient répondre à plus de 80 % de la demande des États-Unis.

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Les fabricants d’éoliennes européens vont-ils finir comme leurs homologues du photovoltaïque, écrasés par la concurrence chinoise ? Malheureusement, le risque est bien présent, mais l’Allemagne a décidé de contre-attaquer. 

L’Allemagne vient d’annoncer, par le biais du BMWK (ministère fédéral de l’Économie et de la Protection du Climat), un plan d’action en 5 points destiné à rendre l’Europe plus compétitive dans le domaine de l’éolien, en particulier face à une concurrence chinoise de plus en plus menaçante. Parmi ces points, l’un des plus importants concerne la concurrence déloyale que subissent les fournisseurs européens d’éolienne par rapport aux fabricants chinois. Une enquête, actuellement en cours, vise à s’assurer que des subventions étrangères ne viennent pas interférer avec la concurrence des entreprises chinoises sur le marché européen. Dans le même temps, l’Allemagne demande à l’Union européenne de prendre les mesures antidumping pour éviter que les fabricants d’éoliennes chinois ne puissent miner le marché européen par des prix trop bas.

Une dépendance majeure à la Chine

Ce n’est pas tout. À travers ce plan d’action, le BMWK a également mis en évidence la problématique des aimants permanents. Alors que ceux-ci sont indispensables pour la fabrication de toute éolienne, il a été constaté que 90 % de ces aimants permanents proviennent actuellement de Chine. Le BMWK a donc décidé d’établir une feuille de route industrielle pour mettre en place une filière allemande et/ou européenne des aimants permanents, et ainsi réduire la dépendance du Vieux Continent envers la Chine.

Enfin, l’Allemagne souhaite que des efforts financiers soient faits afin de soutenir l’augmentation des capacités de fabrication d’éoliennes en Europe. Un nouveau programme de soutien devrait ainsi voir le jour, avec des garanties financières fournies par la banque d’investissement d’État KfW. Dans le même temps, la BMWK appelle l’Europe à examiner de manière plus approfondie les projets éoliens pour limiter la concurrence déloyale, et éviter de saper les intérêts nationaux et européens.

Contenir le raz de marée chinois

Avec ce plan d’action, l’objectif est simple : éviter que le scénario du marché du photovoltaïque ne se reproduise avec l’éolien. En effet, le raz de marée chinois sur les panneaux solaires a entraîné une importante concurrence déloyale, ce qui a conduit à une baisse massive des prix des panneaux, mais également à la fermeture de nombreuses usines de production européennes. Dans le même temps, le secteur automobile européen subit également de plein fouet les assauts des fabricants chinois. Heureusement, dans ce secteur, des mesures ont été prises pour tenter d’équilibrer cette concurrence.

Alors que des entreprises chinoises font leurs premiers pas sur le marché européen de l’éolien offshore, il est plus que jamais temps de fixer des règles équitables pour éviter que les potentiels 1300 GW d’éoliennes espérés pour 2050 en Europe ne battent massivement pavillon chinois.

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