MaPrimeRénov’ est un dispositif bien connu permettant aux particuliers d’obtenir des subventions pour leurs projets de rénovation énergétique. Son historique a toutefois été pour le moins chaotique courant 2024, avec l’annonce d’importantes réductions de budget. Une situation à l’origine de vives inquiétudes sur la stabilité, voire la pérennité, du dispositif. Avec à la clé, une réticence des investisseurs à lancer de nouveaux projets.

Le sujet s’est corsé le 10 octobre dernier, lorsque Laurent Saint-Martin, ministre du Budget, a présenté le projet de loi de finances (PLF). Ce projet a beaucoup fait parler de lui en matière de rénovation énergétique, car il prévoyait une diminution drastique de l’enveloppe allouée au dispositif MaPrimRénov’.

Un régime pour le moins draconien, en effet. En 2024, le budget avait été initialement fixé à 5 milliards d’euros, avant d’être raboté à 4 milliards en février 2024. Pour 2025, il serait abaissé encore à 2,5 milliards d’euros, soit une baisse de 50 % par rapport au budget initial de 2024. Rappelons qu’en 2023, le budget de MaPrimeRénov’ était de 3,4 milliards ; le nouveau budget pour 2025 serait donc inférieur de près de 1 milliard d’euros à celui de 2023.

Un budget 2025 bien difficile à construire

En difficultés pour la construction de son Projet de loi finances (PLF), le gouvernement justifie cette réduction de plusieurs manières. En premier lieu, il s’agirait du constat d’une sous-consommation du budget de MaPrimeRénov’ en 2024 ; ce constat a conduit Laurent Saint-Martin à parler, le 10 octobre dernier « d’adapter les crédits aux besoins réels ». En deuxième lieu, cette baisse s’alignerait avec l’objectif du gouvernement de réduire les dépenses de l’État de 60 milliards d’euros et de plafonner le déficit public à 5 % du PIB.

À noter que le ministre a précisé que cette enveloppe pourrait évoluer si nécessaire. Le ministre de l’Économie ainsi que celui du Logement ont confirmé tous deux qu’elle pourrait évoluer à la hausse si les besoins de financement en faisait autant.

Les atermoiements de 2024 ont échaudé le secteur

Les plans du gouvernement sont toutefois très variables et pas faciles à suivre. Rappelons ses atermoiements en 2024. Le gouvernement avait initialement prévu d’exclure la rénovation par geste du dispositif MaPrimeRénov’ avec en ligne de mire l’objectif de favoriser les rénovations d’ampleur ; cet objectif avait été confirmé par la publication d’un décret le 15 juillet 2024 (n°2024-819) qui visait à augmenter les plafonds d’aides pour ces dernières.

Depuis le 15 mai, la rénovation par geste était toutefois revenue dans les faveurs du gouvernement ; Christophe Béchu, alors ministre de la Transition écologique avait en effet déclaré : « Mieux vaut une rénovation globale à un mono-geste, mais mieux vaut un mono-geste plutôt que pas de rénovation du tout. ». Le secteur de la rénovation énergétique s’en est bien sûr réjoui, tout en relevant que ces annonces contradictoires étaient nocives au lancement des projets. Elles laissent en effet les investisseurs potentiels dans l’expectative de changements difficiles à maîtriser.

Le besoin de stabilité est reconnu

Résultat probable de ces revirements, le nombre de dossiers de rénovation est en berne, avec 78 000 logements rénovés au premier semestre 2024, pour un objectif de 350 000 par an. Valérie Létard, ministre du Logement, relève en revanche les très bons chiffres du troisième trimestre : 71 000 dossiers pour les rénovations d’ampleur et 173 000 dossiers pour les rénovations mono-geste.

Le 12 novembre 2024, la ministre a confirmé en outre que les « les mono-gestes de rénovation, ciblés mais efficaces, seront toujours éligibles au dispositif MaPrimeRénov’ ». Le besoin de stabilité est en outre reconnu par le gouvernement ; Valérie Létard précise en effet : « Je suis particulièrement mobilisée pour garantir la stabilité des aides du dispositif MaPrimeRénov’, attendue à la fois par les professionnels du secteur et les propriétaires ». Si l’on en croit les annonces actuelles du gouvernement, le dispositif serait donc pour l’essentiel maintenu en 2025, dans sa version qui a cours depuis le 15 mai 2024.

Notons que cette version amène en outre à quelques simplifications, dont notamment l’accès à MaPrimeRénov’ par geste pour les maisons individuelles classées F et G, ainsi que le fait qu’il n’est plus besoin de fournir un DPE avant réalisation des travaux.

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Dès leur plus jeune âge, les enfants sont mis en garde par leurs parents sur les dangers de l’électricité afin d’éviter les accidents domestiques. Mais dès qu’ils sont un peu plus grands, il est important de leur faire découvrir le fonctionnement de l’électricité et les différentes manières de la produire. Pour cela, nous avons sélectionné 3 jouets scientifiques sur l’électricité accessibles aux enfants dès 8 ans.

Dans le domaine des jouets sur l’électricité, vous avez un large choix pour satisfaire ou éveiller la passion de vos enfants. Et il y en a pour tous les goûts. Le montage d’éolienne, par exemple, peut constituer l’option la plus ludique, pour les petits comme les grands. Les plus âgés pourront trouver intéressant d’étudier le principe de fonctionnement des circuits électriques ou les panneaux photovoltaïques, dans l’un des kits multi-expériences.

Évidemment, tous ces jouets sont sans danger pour la sécurité des bambins. On est loin de la rumeur qui a circulé il y a quelques années sur l’existence d’un jouet dangereux sur l’énergie nucléaire, proposé aux États-Unis dans les années 1950 et contenant des éléments radioactifs. Il s’agissait d’un coffret de petit chimiste, « Atomic Energy Lab U-238 » qui contenait notamment deux minerais, le Pb210 et le Po210 qui sont issus de la dégradation de l’uranium. Mais des spécialistes interrogés par le journal Libération à l’époque de la rumeur avaient confirmé que le kit ne présentait en réalité aucun danger.

Électricité Expert, le jeu de construction électrique de Buki

La marque Buki propose un coffret composé de plus de 130 pièces permettant de découvrir les notions de base sur l’électricité. Ce jeu permet de fabriquer plus de 10 objets : phares, hélicoptère, grande roue, etc. Les objets fonctionnent grâce à un boitier à piles qui permet de faire tourner les roues et d’allumer les ampoules.

Grâce à ce jouet, l’enfant peut s’initier aux lois physiques et mettre en pratique ses apprentissages à l’aide d’une notice illustrée. Il faut toutefois penser à acheter en plus 2 piles LR6 non incluses pour faire fonctionner le kit. Très ludique, ce coffret est particulièrement adapté aux enfants curieux et passionnés par les exercices de manipulation.

Le kit de construction d’une mini éolienne de Buki

Pour les passionnés de l’éolien, vous pouvez opter pour ce coffret qui permet de monter une éolienne de 90 cm à placer à l’extérieur, sur le sol. La production permet à priori de recharger une pile. Attention, la pile n’est hélas pas incluse. Le kit est accompagné d’une voiture à assembler selon 4 modèles différents et qui peut être alimentée par la pile chargée au moyen de l’éolienne. Une bonne initiation à l’éolien et à ses applications pratiques.

Le coffret Super Circuits chez Gallimard

Ce coffret invite à explorer l’histoire de l’électricité, ses modes de production et son rôle essentiel. À l’aide des pièces en carton et des éléments fournis (2 LED, des fils et un bloc piles), il permet de construire un circuit électrique, d’assembler un robot en carton capable d’allumer ses yeux, tout en expérimentant l’électricité statique et le pouvoir des aimants. En complément des étapes de réalisation, des pages documentaires détaillent les grandes découvertes qui ont marqué l’évolution de l’électricité.

FAQ : Tout savoir sur les jeux éducatifs sur l’électricité

Pourquoi proposer des jouets éducatifs sur l’électricité aux enfants ?

Les jouets éducatifs sur l’électricité permettent aux enfants de découvrir des concepts scientifiques essentiels tout en s’amusant. Ces outils favorisent la compréhension des phénomènes électriques et peuvent susciter un intérêt pour les sciences. En combinant apprentissage théorique et pratique, ils renforcent la curiosité naturelle des jeunes et stimulent des compétences comme la logique ou la résolution de problèmes.

Ces jouets sont-ils adaptés à tous les âges ?

La majorité des jouets scientifiques sur l’électricité sont conçus pour des enfants à partir de 8  ans, âge où ils disposent de la dextérité et de la compréhension nécessaires. Toutefois, certains jouets existent pour des tranches d’âge plus précoces, avec des mécanismes simplifiés. Il est important de vérifier les indications du fabricant avant achat.

Les jouets scientifiques sont-ils vraiment sûrs ?

Oui, les jouets éducatifs respectent des normes strictes de sécurité. Ils ne contiennent pas de composants dangereux ou susceptibles de provoquer des blessures. Les notices accompagnent les produits pour une utilisation optimale et sécurisée, sous la supervision des adultes si nécessaire.

Peut-on utiliser ces jouets en milieu scolaire ?

Les jouets éducatifs sur l’électricité trouvent une place idéale dans les salles de classe. Ils peuvent compléter les cours de sciences en offrant des activités pratiques adaptées aux jeunes apprenants. En utilisant ces kits, les enseignants peuvent illustrer des principes comme les circuits électriques ou les énergies renouvelables.

Faut-il des compétences spécifiques pour utiliser ces jouets ?

Ces jouets sont conçus pour être accessibles aux enfants et nécessitent uniquement un accompagnement minimal des adultes. Les notices fournies sont illustrées et expliquées de manière claire, ce qui permet une prise en main rapide et intuitive.

Ces jouets favorisent-ils les compétences futures des enfants ?

Oui, en expérimentant avec ces kits, les enfants développent des compétences transversales comme la pensée critique, la logique et la créativité. Ces compétences leur seront utiles dans des domaines variés, notamment les STEM (sciences, technologies, ingénierie et mathématiques).

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Pendant des décennies, l’ancienne République soviétique est restée dépendante de Gazprom à 100 % pour son gaz comme son électricité. Peu avant l’invasion russe de l’Ukraine voisine, en 2022, la Moldavie a entamé une diversification de ses approvisionnements, afin de rompre le monopole. Une entreprise politique loin d’être aisée pour cet État enclavé aux revenus modestes.

Dans une tour aux vitres teintées au cœur de Chisinau, la capitale moldave, Vadim Ceban, débordé d’appels téléphoniques, est soucieux. Ce jour de septembre, le directeur de Moldovagaz, le principal fournisseur de gaz du pays de 2,6 millions d’habitants, ne sait pas comment la Moldavie sera alimentée en énergie à partir de janvier. Nous sommes en train de chercher du gaz à bon prix sur les marchés européens à terme, mais les prix restent trop élevés pour nous, explique-t-il. Les tarifs de Gazprom restent imbattables. Le prix d’un mégawattheure chez eux est de 32 euros contre 39-40 euros sur les marchés (prix TTF, l’indice de Rotterdam), auxquels il faut ajouter les coûts d’acheminement ou de stockage ». Pour Vadim Ceban : « Nous ne pouvons pas faire comme si la Russie n’existait pas, nous devons aussi faire avec Gazprom ». Ici, le gaz est davantage une affaire politique. Avant de se tourner vers les marchés en 2022, l’ancienne République soviétique était dépendante des 5,7 millions de mètres cubes de gaz quotidiens l’été et des 8 millions de mètres cubes quotidiens l’hiver, tous livrés par le Russe Gazprom.

En Moldavie, tous ne partagent pas l’avis de Vadim Ceban. Certains politiciens, fervents pro européens, prônent une rupture totale avec le géant gazier russe. L’invasion de l’Ukraine, en février 2022, a en effet accéléré sa volonté de refonte du système énergétique. Rangé derrière Kiev, le gouvernement pro-européen diversifie ses approvisionnements.

Il suit ainsi la politique de l’UE, qui dit vouloir se défaire du gaz naturel russe d’ici 2027 pour punir Moscou. Pour Bruxelles, cela implique une refonte totale de l’axe énergétique européen, qui dépendait avant la guerre en Ukraine à 45 % du gaz naturel russe. En 2023, Moscou n’exportait plus que 18 % au continent, mais les livraisons ont toutefois progressé de nouveau en 2024. L’UE entend favoriser davantage le gaz naturel liquéfié américain – dont l’extraction est pourtant interdite dans plusieurs pays européens en raison de son caractère polluant – ou encore le gaz norvégien.

Un mix énergétique très dépendant des énergies fossiles

La volonté « politique » se heurte à la réalité économique. « Le prix du gaz russe est toujours moins cher aujourd’hui. La Russie est l’un des pays qui dispose de plus de réserves de gaz au monde. L’économie s’est construite sur ce gaz. Les gazoducs datent de l’époque soviétique et Moscou n’a pas de nouvelles structures à construire », précise Phuc-Vinh , chercheur sur les politiques de l’énergie à l’Institut Jacques Delors.

Aussi, pour la Moldavie, pays aux revenus précaires, l’entreprise de rupture du monopole Gazprom est plus complexe. Un œil sur les cartes permet de saisir la vulnérabilité géographique du pays au regard de l’acheminement d’énergies. D’une superficie similaire à celle de la région de Bourgogne, située entre la Roumanie à l’est et bordée par l’Ukraine au nord, à l’ouest et au sud, la Moldavie n’a pas d’accès à la mer. Elle importe la majorité de ses énergies. Le pétrole est la première ressource du pays (environ 35 %), suivi du gaz (près de 30 %), de la biomasse (23 %) puis de l’électricité (13 %), selon le gouvernement.

Les habitants, eux, se chauffent majoritairement au bois, notamment ceux des maisons villageoises qui émaillent ce pays de vignobles. Dans les villes, où le gaz et l’électricité alimentent davantage les foyers, les habitations collectives sont des passoires énergétiques chères à chauffer. À l’entrée de la Chisinau, deux hauts immeubles résidentiels échelonnés au style brutaliste, surnommés les « Portes de la ville », incarnent cette architecture soviétique qui imprègne la capitale.

Les routes du gaz : un héritage soviétique complexe

Pendant des décennies, la principale voie d’approvisionnement gazière moldave fut un corridor terrestre qui fend l’Ukraine, érigé sous l’URSS. L’électricité de la Moldavie était produite à partir de ce gaz russe dans une centrale de l’actuelle Transnistrie, région de l’ouest du pays, située derrière le Dniestr. Ce système d’acheminement a résisté aux frontières modernes et tensions politiques, après 1991, date de l’indépendance de la Moldavie. Chisinau a continué d’importer du gaz russe après la dislocation de l’URSS, en dépit de plusieurs tensions avec Gazprom. Les gouvernements moldaves pro européens ont accusé à plusieurs reprises Gazprom de « chantage », ces dernières décennies, l’accusant de faire fluctuer les prix lors des tensions diplomatiques.

La Transnistrie, surnommée aujourd’hui la « rive gauche », a fait sécession et ne paye pas le gaz à Gazprom, qui ne réclame pas sa dette depuis des années. Si Moscou ne reconnaît pas de jure ce territoire isolé de quelque 250 000 habitants, il le reconnaît de facto en le subventionnant. Sa « capitale » autoproclamée, Tiraspol, alimente aujourd’hui toujours la « rive droite » – soit le reste de la Moldavie – en électricité, basant son économie sur cette rente. Pendant trente ans, Gazprom et Moldovagaz – société détenue à 50 % par Gazprom – ont signé des contrats de cinq ans, sur une formule de prix très stable, généralement ajustée une fois par an avec la société de distribution de gaz moldave. Chaque partie, la Transnistrie et le reste de la Moldavie, recevaient et payaient séparément leur énergie.

La guerre en Ukraine, un tournant

Mais la guerre en Ukraine voisine, a mis à mal ce système fragile. Victor Binzari, le pdg d’Energocom, se souvient d’octobre 2022, comme d’un « tournant ». Sa petite entreprise publique chargée de trouver de l’énergie au meilleur prix sur les marchés a dû multiplier sa capacité de travail du jour au lendemain. « Gazprom a annoncé la diminution de 30 % des livraisons à la Moldavie, à 5,7 millions de mètres cubes par jour – le minimum requis selon le contrat – contre les 8 millions nécessaires à cette période de l’année », rappelle-t-il, dans son bureau situé sur un vaste boulevard de Chisinau. Gazprom pointait le « refus » de l’Ukraine en guerre d’accepter le transit du gaz russe sur son sol. Un argument contesté par Kiev et Chisinau.

« Nous nous sommes retrouvés plongés dans un état d’urgence énergétique, il nous a fallu tracer de nouvelles routes énergétiques et diversifier nos approvisionnements. Cela nous a encouragé à aller acheter sur les marchés à terme », poursuit M. Binzari. Les autorités ont donc retourné le flux d’un gazoduc du sud du pays qui acheminait initialement le gaz russe dans les Balkans. Grâce à cette ouverture d’un deuxième corridor gazier pour la Moldavie, « la rive droite n’importe plus de gaz Gazprom », se félicite M. Binzari. En avril, la Moldavie a ainsi acheté du GNL américain, regazéifié dans un port grec. Mais Chisinau a surtout importé du gaz produit en Roumanie, pays frontalier devenu de fait un acteur clé de sa transformation énergétique. Pour cette politique, l’État le plus pauvre d’Europe bénéficie d’une aide de l’agence américaine pour le développement international de 70,52 millions d’euros en deux ans et 1,6 milliard d’euros de l’UE, depuis 2021, ainsi que des prêts de la banque européenne d’investissement.

Dépolitisation des énergies ?

Côté électricité, l’entreprise est plus complexe et Gazprom est toujours là. Bien que le pays soit maintenant synchronisé avec le réseau européen ENTSO-E, alors qu’il dépendait auparavant du réseau électrectrifié de l’ancienne URSS, il lui manque des liaisons avec l’Europe. Trois lignes à haute tension sont en projet pour le relier à la Roumanie d’ici 2026, 2027 et 2031. Le gouvernement pro européen espère également développer les énergies renouvelables à hauteur de 30 % d’ici 2030. En attendant, la Transnistrie fabrique environ 80 % de l’électricité moldave – à partir des 5,7 millions de m3 de gaz que Gazprom continue de livrer.

Pour ses défenseurs, cette logique de marché vise à « dépolitiser » les énergies. Dans ce système libéral, les acheteurs ignorent en effet l’origine du gaz avant la transaction : les flux circulant dans le système de gazoducs interconnectés en Europe peuvent en outre venir de nombreux fournisseurs comme des États-Unis, du Qatar ou même… de la Russie pour le gaz naturel liquéfié (GNL), plus difficilement traçable. Certains États de transit sont aussi accusés de ne pas fournir les certificats d’origine du gaz. Pour l’opposition pro russe moldave, cette opacité montre qu’il est difficile de rompre totalement dans les faits avec l’énergie de Moscou.

Francesco Sassi, expert énergétique et auteur d’études sur la dépendance énergétique européenne nuance toutefois : « La crise que nous traversons encore et l’utilisation astucieuse par la Russie de tous les types d’énergie comme instrument politique nous ont montré à tous que la politique internationale et l’énergie sont étroitement liées. Il n’existe pas un seul pays au monde qui ne relie pas ses objectifs politiques à ses stratégies énergétiques et vice-versa. L’Europe doit choisir avec soin ses prochaines interdépendances politiques en fonction de ses valeurs. La politisation des marchés et des échanges énergétiques ne s’arrêtera pas avec la phase actuelle que nous traversons avec la Russie ».

Une crise en Transnistrie ?

Prochainement, un autre événement pourrait affaiblir le système d’acheminement russe européen. L’Ukraine voisine a en effet annoncé la fin du transit du gaz naturel russe pour la fin décembre, stoppant ainsi les flux vers l’Europe et la Moldavie. Privé de gaz gratuit, la Transnistrie pro russe pourrait ne plus fournir d’électricité à la rive droite. Dans un rapport publié en septembre, l’Agence internationale de l’énergie, alerte sur « vulnérabilité de la Moldavie ». Certains experts avancent une alternative non officielle : une société azérie pourrait être l’intermédiaire dans l’expédition du gaz.

Mais qui va payer pour la Transnistrie ? « Nous pourrions acheter nous-mêmes du gaz pour la Transnistrie (et le faire venir par le gazoduc du sud – ndlr) mais ce serait très difficile et coûteux pour tous », s’inquiète M. Binzari, de Energocom.

Rencontré à Chisinau, le ministre moldave de l’Énergie Victor Parlicov s’interroge sur « les actions de Gazprom ». « La société serait en mesure d’envoyer son gaz à la Transnistrie par un autre gazoduc sud, via la Turquie, mais cela impliquerait pour elle des coûts de transport, puisque Tiraspol ne paye pas son gaz. Gazprom est-elle prête à payer pour la Transnistrie ? ».

Pour le territoire sécessionniste, une coupure totale de gaz – un scénario auquel M. Parlicov ne croit pas – provoquerait une « crise humanitaire », dit-il : un exil de réfugiés, venus de ce territoire, cherchant à se réchauffer lors d’un hiver où les températures frôlent les -4 degrés, mais aussi une grave crise économique, la Transnistrie vivant des rentes de l’électricité. Certains voient dans cette éventualité le moment de réintégrer enfin la région de la Transnistrie pro russe à la Moldavie. « Personne n’a intérêt à une déstabilisation en Transnistrie, insiste toutefois le ministre de l’Énergie M. Parlicov. Il y a environ 1400 militaires russes toujours sur place, l’armée n’en est jamais partie depuis 1991. Ce n’est le moment de créer de la tension, surtout en temps de guerre Ukraine ».

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Le mardi 3 décembre 2024 marque l’activation du premier jour rouge Tempo de la saison hivernale. Le tarif du kilowattheure sera donc quadruplé durant les heures pleines, de 8 h à 22 h. Cela concerne uniquement les quelque 500 000 foyers ayant souscrit à cette option du tarif réglementé d’EDF. Ce contrat, conçu pour inciter au report des consommations d’électricité les jours tendus pour le réseau, repose sur une tarification différenciée selon less tranches horaires et les saisons.

L’option Tempo, proposée par le tarif réglementé de vente de l’électricité (TRVe) d’EDF, est un contrat dont le prix de l’électricité varie selon trois types de jours : bleus, blancs et rouges, répartis sur les 365 jours de l’année, mais également selon les heures pleines (de 6 h à 22 h) et heures creuses (de 22 h à 6 h).

🔵 Jours bleus (300 par an) : les plus avantageux, avec un tarif très réduit, en heures pleines comme en heures creuses. Ces jours correspondent principalement aux périodes de faible demande, comme l’été ou les week-ends hors saison.

⚪ Jours blancs (43 par an) : intermédiaires, avec un coût légèrement plus élevé.

🔴 Jours rouges (22 par an) : les plus chers de l’année durant les heures pleines, activés entre le 1ᵉʳ novembre et le 31 mars, généralement lors des pics de consommation. Ils ne peuvent être placés qu’en semaine (du lundi au vendredi), jamais le week-end et jours fériés, mais peuvent être consécutifs. Ainsi, il arrive que cinq jours d’affilés soient placés en « rouges ».

Les jours rouges, comme celui prévu demain, sont signalés la veille à 6 h, laissant aux abonnés le temps de s’organiser. Ces journées se distinguent par un tarif particulièrement élevé en heures pleines uniquement, entre 6 h et 22 h, pour inciter les consommateurs à réduire et/ou décaler leur usage d’électricité sur cette tranche horaire. Pour être alerté des jours rouges, il existe des applications smartphone, mais également des appareils dédiés.

Voici les tarifs en détail ⬇️

À quoi servent les jours rouges ?

Les jours rouges assouplissent la gestion du réseau électrique durant la saison froide, la plus tendue. En incitant les abonnés Tempo à réduire et/ou décaler leur consommation lors des périodes de forte demande, le réseau cherche à limiter la production à partir de centrales thermiques à gaz, fioul et charbon, mais aussi les éventuels imports depuis les pays voisins. Les jours rouges peuvent aussi correspondre à une période de faible production d’électricité renouvelable.

Avec un total de 22 jours rouges activables par saison, EDF réserve ces journées pour les périodes les plus sensibles, généralement en cas de froid intense ou d’importants pics de consommation.

Avantages et inconvénients de l’option Tempo

L’option Tempo séduit pour ses tarifs particulièrement bas durant les jours bleus et blancs (82 % du temps), mais elle n’est pas adaptée à tous les foyers, notamment ceux chauffés par des radiateurs électriques traditionnels.

Avantages :

• Des économies significatives pour les foyers capables de moduler leur consommation selon les jours.
• Une contribution écologique en limitant l’utilisation de centrales à énergies fossiles durant les pics de demande et en privilégiant les moments ou la production renouvelable est plus importante.

Inconvénients :

• Une grande discipline nécessaire : les jours rouges nécessitent de se tenir informé de leur activation afin d’adapter sa consommation électrique.
• Des tarifs très élevés en cas de surconsommation ou d’oubli, durant les jours rouges.

Comment s’organiser lors d’un jour rouge ?

Pour les abonnés à l’option Tempo, il est indispensable de réduire au maximum sa consommation lors des heures pleines des jours rouges, par exemple :

• Reporter l’utilisation des équipements énergivores : lave-linge, sèche-linge, ou lave-vaisselle peuvent attendre les heures creuses ou un jour bleu.
• Optimiser le chauffage : couper le chauffage électrique ou réduire la température de consigne bien en dessous des 19 °C préconisés. Les logements équipés d’un autre mode de chauffage (bois, gaz, fioul) peuvent le privilégier durant les heures pleines.
• Éviter de cuisiner des repas nécessitants des temps de cuisson longs, si le logement est équipé de plaques et fours électriques. Cependant, faire bouillir de l’eau (pâtes, riz) ou réchauffer un plat n’aura pas d’impact significatif, ces actions n’étant pas très gourmandes en énergie.

L’article Demain, l’électricité coûtera 4 fois plus cher pour les abonnés à ce contrat EDF est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

C’est bien connu, les français ne font rien comme les autres, en particulier en matière d’énergie. Fort d’un mix électrique unique au monde, la France continue de cultiver sa différence en faisant fi des objectifs de stockage d’électricité pour les 10 prochaines années, contrairement au reste du monde. 

En cette fin d’année 2024, le gouvernement vient de soumettre à consultation publique les troisièmes versions de deux documents faisant figure de feuille de route vers la neutralité carbone :

• La stratégie nationale bas-carbone (SNBC),
• La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE).

Cette consultation publique, lancée le 4 novembre pour une durée de 6 semaines, devrait aboutir sur un simple décret. Celui-ci devrait être publié d’ici la fin du premier trimestre 2025, avec plus d’un an de retard par rapport à l’objectif initial. Contrairement à ce qu’avait promis Emmanuel Macron en 2019, ces documents ne passeront donc pas par l’Assemblée Nationale.

Le stockage d’électricité aux abonnés absents

Pourtant, il y a matière à débat, en particulier en matière de programmation pluriannuelle de l’énergie. Ce document est destiné à écrire dans le marbre les objectifs de la France en matière de production d’énergie à l’horizon 2035. On retrouve de nombreux thèmes concernant la production et la gestion de l’énergie. Le nucléaire fait office de tête de proue de la stratégie française, suivi, pêle-mêle, du photovoltaïque, des biocarburants, de l’hydroélectricité ainsi que de l’éolien. Pour chaque sujet, des objectifs de production ou de déploiement ont été fixés pour 2030 puis 2035.

Voici les principaux objectifs fixés dans le document soumis à consultation :

Si ce tableau est plein de promesses, il présente un absent majeur : le stockage de l’électricité. Dans ce document de travail soumis à la consultation publique, la notion de stockage est, en effet, très peu présente. Cette position a de quoi surprendre, tant le stockage de l’électricité accélère dans le reste du monde, et se positionne comme allié indispensable des énergies renouvelables.

Miser sur la flexibilité plutôt que le stockage

Pour sécuriser l’approvisionnement en électricité malgré la hausse des énergies non pilotables dans le mix électrique français, le gouvernement préfère parler de la mise en place d’un « bouquet de flexibilités ». Il est ainsi question d’augmenter la flexibilité de la demande. Cela consiste à réduire ou augmenter la consommation d’électricité d’un site pour répondre aux besoins du système. Cette solution est vue comme « un axe prioritaire qui permet de réduire les risques de déséquilibre de courte durée à moindre coût ». Le document fait également mention de baisses de consommations plus structurelles grâce à des offres de fourniture horo-saisonnalisées, des offres à points mobiles ou la modification des heures pleines/heures creuses.

Pour aller plus loin que ces solutions de flexibilités, quelques objectifs ont tout de même été fixés concernant le stockage par batterie et par STEP. Ils se résument ainsi : « Aux horizons 2030 et 2035, les batteries et les STEP combinées aux flexibilités de la demande pourront assurer les trois quarts des besoins de modulation intra-journalière ». Concrètement, cela se traduit par les deux objectifs suivants :

• Adapter le cadré réglementaire et économique pour atteindre 1,7 GW de STEP supplémentaire d’ici 2035,
• Consolider la filière industrielle de production de cellules de batteries avec l’objectif de 100 GWh/an.

Alors que, sur les 10 ans de la programmation, les capacités de production d’énergies renouvelables non pilotables devraient augmenter d’au moins 95 GW, le seul objectif de flexibilité chiffré se résume à augmenter les capacités des STEP de 1,7 GW. Dans ces conditions, difficile de savoir comment EDF va réussir à maintenir l’équilibre du réseau sans un recours massif à des systèmes pilotables comme des centrales thermiques.

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La startup Callendar a croisé les températures observées ces dernières années et la production électrique pour déterminer la thermosensibilité du réseau. Pour chaque degré en moins, c’est l’équivalent d’une centrale nucléaire comme Saint-Laurent qu’il faut démarrer.

Avec l’arrivée de l’hiver, les yeux se tournent vers les prévisions météo et pour cause : la température joue un rôle déterminant dans la consommation électrique française. Un simple degré en moins peut représenter une hausse significative de la demande en électricité, notamment à cause du chauffage. Mais jusqu’à quel point ? L’analyse de la startup Callendar a cherché la relation entre thermosensibilité et les enjeux pour le réseau électrique, à savoir combien de mégawatts supplémentaires doivent être ajoutés sur le réseau pour chaque degré en moins.

En France, cette relation est particulièrement forte en raison de la part importante de chauffages électriques dans le mix énergétique résidentiel. Pour chaque degré perdu en hiver, la demande électrique augmente en moyenne de 1 900 MW, soit l’équivalent de la puissance d’une centrale nucléaire de taille moyenne. La relation est approximativement linéaire pour les températures inférieures à 15 °C, c’est-à-dire que le -1 degrés entraîne +1 900 MW pour chaque degré perdu en dessous de 15 °C. C’est le double pour la consommation de gaz. Cependant, ce modèle cache des subtilités.

Quels facteurs modifient la thermosensibilité ?

L’analyse de Callendar met en lumière plusieurs facteurs influençant la thermosensibilité :

➡️ Jour de la semaine : la consommation est généralement plus élevée en semaine qu’en week-end à température équivalente. En semaine, un degré de moins entraîne une hausse de 1 890 MW, contre 1 830 MW durant les week-ends.

➡️ Fêtes de fin d’année : Noël et le jour de l’An provoquent des anomalies dans le modèle. Ces jours fériés voient une consommation inhabituellement basse, plus proche de celle d’un week-end.

➡️ Régionalisation : Un degré de moins n’a pas le même impact partout. Par exemple, un refroidissement en Île-de-France, région densément peuplée et dépendante des chauffages électriques, pèse davantage qu’en Corse.

Le chauffage en cause, mais pas seulement

Depuis 2012, la thermosensibilité semble relativement stable, oscillant entre 1 550 MW par degré (MW/°C) pour les hivers les moins marqués et 2 020 MW/°C pour les plus rigoureux. Cependant, une question persiste après l’analyse de la startup : pourquoi cette estimation de 1 900 MW/°C est-elle inférieure à celle de RTE (2 400 MW/°C) ?

La durée d’ensoleillement ou le calendrier des vacances scolaires peuvent également affecter la consommation, il faut donc les séparer des jours habituels de pleine semaine. Ensuite, la relation n’est peut-être pas exactement linéaire où la puissance est proportionnelle à la température à une constante près. Le coefficient de corrélation est de 0,86 pour les jours de la semaine (r²=1 est la corrélation parfaite). D’après le cabinet de conseil Carbone4, seule la moitié de la thermosensibilité vient du chauffage domestique, l’autre est issue du secteur tertiaire et des usines.

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Le projet de reprise de Photowatt, un des derniers fabricants français de panneaux photovoltaïques, par la start-up Carbon a officiellement été abandonné ce jeudi 28 novembre. Cette décision symbolise les défis auxquels fait face l’industrie photovoltaïque française dans un contexte de concurrence chinoise exacerbée.

Initialement perçue comme une opportunité de relancer la filière photovoltaïque française, la reprise de Photowatt par Carbon n’a finalement pas abouti. Dans une déclaration commune, Carbon et EDF Renouvelables (qui possède Photowatt) ont indiqué que « les conditions nécessaires à la réussite de ce projet n’étaient pas réunies ». Nicolas Chandelier, directeur général de Carbon, a exprimé son regret tout en soulignant que l’entreprise avait « bâti un projet cohérent et solide ».

Le plan prévoyait un investissement de 40 millions d’euros et la transformation de Photowatt en un site pilote, destiné à tester les futurs procédés de fabrication de la giga-usine de Carbon à Fos-sur-Mer. Ce projet devait également préserver 170 emplois pendant deux ans et en créer 30 de plus d’ici 2026. Pourtant, ce scénario n’a pas convaincu.

Un problème d’aménagement et du scepticisme

il s’agit dans les faits d’un problème d’ordre technique. « C’est lié à l’aménagement du bâtiment. Cela retarderait le projet de Carbon de quelques mois », glisse un connaisseur du dossier à La Tribune.

Il y a aussi eu le scepticisme des salariés et des syndicats de Photowatt. Dès l’annonce du projet en septembre, les représentants du personnel ont pointé du doigt un manque de garanties. Barbara Bazer-Bachi, secrétaire CFE-CGC, avait qualifié les hypothèses de reprise de « farfelues », évoquant des prévisions irréalistes sur la hausse des ventes dans un marché pourtant en pleine crise. Elle ajoutait que « les garanties offertes par Carbon étaient insuffisantes par rapport aux risques encourus ».

Cédric Thuderoz, coordonnateur régional CGT Énergie, a également souligné l’impossibilité de réunir les conditions nécessaires au succès du projet, tant sur le plan économique que social. De leur côté, plusieurs salariés estimaient que la reprise ressemblait davantage à un « plan social maquillé » qu’à une véritable relance industrielle​.

Photowatt, victime d’une industrie sous pression

Cette décision s’inscrit dans un contexte où l’industrie européenne du photovoltaïque peine à rivaliser avec la concurrence asiatique, la Chine détenant 80 % du marché mondial. Le marché européen est affaibli par la mise en place de barrières commerciales aux États-Unis, avec des panneaux solaires refoulés outre Atlantique et qui innondent le Vieux Continent.

Créée en 1979, Photowatt a vu son apogée dans les années 2000 avant d’être rachetée en 2012 par EDF Renouvelables. Malgré plusieurs plans de restructuration, l’entreprise basée à Bourgoin-Jallieu (Isère) affiche des pertes chroniques : 36 millions d’euros de déficit pour 14 millions de chiffre d’affaires en 2023. Elle avait récemment réduit ses activités pour se concentrer sur la production de wafers de silicium.

Son avenir reste suspendu aux décisions d’EDF Renouvelables. L’énergéticien a affirmé qu’il continuerait à chercher une solution pour la filiale, sans exclure de fermer définitivement l’usine si aucun repreneur crédible ne se manifestait. Une perspective qui inquiète les 170 salariés et pourrait marquer la fin d’un des derniers bastions français de la production de panneaux photovoltaïques​.

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À Lille, le bâtiment Wave est le premier à tester l’alimentation en courant continu (DC) pour ses bureaux. La production photovoltaïque sur son toit est en DC, les ordinateurs et autres appareils du bureau sont aussi en DC, alors l’entreprise Vinci a décidé qu’elle ne convertirait plus le courant en alternatif (AC) entre la production et l’utilisation finale, pour éviter les pertes énergétiques et réduire la quantité de cuivre utilisée.

En cette matinée du 28 novembre, le soleil brille sur les panneaux solaires du bâtiment Wave à Lille. Ils alimentent le troisième étage entier, occupés par les bureaux de Vinci Énergies. À cet endroit, l’équipe d’Emmanuel Dunat, directeur général, travaille au prototypage taille réelle du premier bâtiment à courant continu en France. « Nous nous sommes dits : utilisons notre bâtiment comme un laboratoire en devenant nous-mêmes utilisateurs et concevons un bâtiment performant. » Parce que dans le premier bâtiment à courant continu, l’énergie est comptée. Précisément, treize panneaux solaires totalisant 5 kilowatts crête (kWc) et une batterie de 12 kilowattheures (kWh) ont la charge de le rendre le plus autonome possible.

Les premiers résultats sont encourageants : depuis le début de l’année 2024, Wave a dû recourir au réseau national pour seulement 25 % de son énergie, le reste étant autoconsommé. Pas question donc d’installer des interrupteurs, il n’y a que des détecteurs de mouvement. Pas non plus de climatisation, seulement des stores adaptatifs à la luminosité. Telle est la quête de ce passage de l’alternatif au continu : l’efficacité et la sobriété. « Le bâtiment consomme, électricité et chauffage compris, 60 kWh par mètre carré » se réjouit Emmanuel Dunat, quant la moyenne nationale dans le secteur tertiaire est trois à quatre fois plus élevée, selon l’ADEME.

L’entrée du bâtiment / Image : Vinci.

Une économie à toutes les échelles

« On sentait le courant continu monter » mime-t-il. Ce n’est pas nouveau : à la fin du XIX^e siècle, Nikola Tesla avait gagné la guerre du courant en imposant l’alternatif, contre Thomas Edison favorable au courant continu. Les transformateurs étaient, à l’époque, bien plus performants pour élever la tension et transporter le courant sur de longues distances. Ils n’avaient pas d’équivalent en courant continu. Résultat, aujourd’hui, la production photovoltaïque (DC) est systématiquement convertie en courant alternatif (AC) pour ensuite être re-convertie en courant continu (DC) propice à sa consommation.

Un salle de réunion et des prises USB-C équipant les bureaux du 3ᵉ étage de l’immeuble Wave / Images : RE – Ugo Petruzzi.

« Pourquoi convertir deux fois, et provoquer jusqu’à 20 % de perte, alors qu’on peut directement la consommer ? » se taraude Romain Scolan, chef de Cogelec Nord, filiale de Vinci Energies. « Alors, on a installé un nouveau câblage pour déployer le courant continu. Le 350 Volts (V) est directement abaissé à 48 V pour les appareils électroniques. Cela a aussi permis d’économiser 50 % de longueur de câble, donc du cuivre en moins pour deux raisons. La première vient du maillage, plus direct en courant continu (en bus) qu’en alternatif (étoile). La deuxième tient au fait qu’il n’y a pas de terre en courant continu, donc pas de troisième ficelle. » Concrètement, les bureaux sont équipés en prises USB-C, qui peuvent délivrer jusqu’à 5 ampères (A) à une tension de 48 V, soit 240 W de puissance. C’est suffisant pour la majorité des usages actuels : informatique, écrans, recharges des appareils mobiles, etc. Reste toutefois à élucider la question de l’alimentation des appareils énergivores comme la machine à café et, éventuellement, l’aspirateur utilisé pour l’entretien des locaux.

Pour le moment, le bâtiment n’injecte pas le supplément de production sur le réseau ni ne valorise sa flexibilité. Le directeur régional de Vinci Energies reste toutefois attentif aux possibilités offertes par le marché : « on regarde attentivement le label Flex Ready, lancé par Think Smartgrids, et pourquoi pas regrouper plusieurs bâtiments et peser suffisamment ».

Le tableau électrique du 3ᵉ étage du bâtiment Wave, et l’application permettant de surveiller les flux électriques / Images : RE – Ugo Petruzzi.

Le courant continu pour d’autres usages

Si le courant continu permet d’éviter la conversion de la production photovoltaïque, donc les pertes en rendement, existerait-il d’autres usages ? « Chez Cogelec, nous visons l’implémentation du courant continu dans les bornes de recharge directement reliées à une ombrière de panneaux solaires. Une étude a été réalisée par Vinci Autoroute » explique Mame-Thiedel Thiongane, responsable de projets. L’éclairage public est aussi dans le viseur de la révolution du courant continu, puisqu’il est équipé de LEDs. « Aujourd’hui, c’est surtout le marché qui bloque. En l’état, certains appareils électroniques fonctionnant en alternatif, comme les pompes à chaleur (PAC), peuvent facilement être convertis » note l’ingénieure lilloise, car le compresseur, par exemple, fonctionne en DC avec son convertisseur.

Les différents flux électriques affichés dans l’application / Images : Vinci.

Les collectivités locales sont aussi des clients potentiels de Vinci énergies. Leurs grands toits avec l’obligation de végétaliser ou installer des panneaux solaires peut se prêter au changement de courant.

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Du 29 novembre au 2 décembre 2024, à l’occasion du Black Friday, Upwatt casse les prix sur certains de ses kits solaires. Parmi les offres phares, le kit solaire plug and play de 3 000 Wc avec batterie 2 kWh de Zendure est proposé à seulement 2 049,90 € au lieu de 4 270,62 €. La livraison est offerte.

ⓘ Communication commerciale pour Upwatt

Le Black Friday est peut-être l’occasion rêvée pour passer à l’autoconsommation solaire. À cette occasion, Upwatt, un des leaders de la vente de panneaux solaires et batteries en ligne, lance une belle promo sur son kit solaire avec stockage plug and play d’une puissance de 3 000 Wc pour 2 kWh de batterie. Ce pack affiché à -52 % permet une réduction de 2 220,72 € sur le prix habituel !

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Une production solaire optimisée

Grâce à ses six panneaux solaires Trina Solar 500 Wc, ce kit offre une puissance totale de 3 000 Wc. Les panneaux, garantis 25 ans, sont conçus pour capturer un maximum d’énergie même par faible ensoleillement. Leur conception bi-verre assure une durabilité accrue et un rendement élevé, avec une performance garantie à 87,4 % après 30 ans.

L’énergie produite est convertie en courant alternatif grâce au micro-onduleur APSystems EZ1-H connecté en WiFi de 960 VA. Pour conserver l’énergie excédentaire, et donc optimiser l’autoconsommation, le kit est associé à la batterie Zendure AB2000 (1 920 Wh) et son module Zendure SolarFlow Hyper 2000, chargé de convertir et gérer le courant injecté dans l’habitation. L’ensemble permet un stockage fiable, idéal pour une utilisation nocturne ou par temps couvert. Sa capacité évolutive permet de s’adapter aux besoins futurs de votre système énergétique.

Composition du kit solaire + batterie UPWATT en promo pour le Black Friday.

Un suivi intelligent et connecté

Le module Shelly Pro 3EM, inclus dans le kit, assure une gestion énergétique en temps réel. Connecté en Wi-Fi ou Ethernet, ce compteur d’énergie suit votre production et consommation via une application smartphone.

L’un des points forts de ce kit est sa simplicité d’installation. Conçu pour un branchement direct sur deux prises domestiques standard, il ne nécessite aucune modification complexe de votre installation électrique. Quelques heures suffisent pour démarrer votre production solaire et réduire votre facture énergétique.

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Contenu détaillé du kit :

• 6 panneaux solaires Trina Solar 500 Wc, garantis 25 ans.
• 1 Micro-onduleur APSystems EZ1-H pour une conversion efficace de l’énergie.
• 1 Module Zendure SolarFlow Hyper 2000, intelligent et évolutif.
• 1 Batterie Zendure AB2000 (1920 Wh), durable et fiable.
• 1 Shelly Pro 3EM, compteur connecté pour un suivi précis.
• 8 Câbles et connecteurs MC4 pour une installation rapide et sécurisée.
• 1 Câble Plug and Play pour le micro-onduleur EZ1.
• 1 système de fixation selon votre surface de pose (en option)

Une opportunité à saisir

Avec une remise de 52 %, une livraison offerte, et une installation simplifiée, ce kit solaire Plug and Play constitue une offre incontournable pour le Black Friday 2024. Que ce soit pour réduire vos factures ou produire votre propre énergie, Upwatt vous accompagne dans la transition énergétique.

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La Duck Curve est une courbe « en forme de canard » mettant en valeur la demande en électricité à laquelle la production solaire est retranchée. À mesure que les panneaux photovoltaïques sont déployés, elle est de plus en plus creuse à midi ou 13 heures, montrant une production solaire excédentaire.

L’essor des énergies renouvelables, et en particulier de l’énergie solaire, pousse la production à être parfois en décalage avec la consommation. C’est le cas du solaire, par exemple, dont la pointe de production correspond à un début de creux de consommation. Ce développement s’accompagne cependant de défis importants pour l’équilibrage des réseaux électriques. Parmi eux, le phénomène de la duck curve (ou « courbe du canard »). Déjà problématique en Californie, la duck curve commence à s’inviter dans les débats énergétiques français.

Le phénomène de la « duck curve »

La duck curve tire son nom de la forme particulière de la courbe de charge nette observée dans les régions où le solaire est fortement implanté. La charge nette correspond à la demande totale d’électricité après soustraction de la production issue du solaire et de l’éolien. En journée, lorsque les panneaux solaires produisent massivement, cette demande nette chute brutalement, avant de remonter en fin de journée à mesure que la production solaire diminue, et que la consommation domestique atteint son pic.

En Californie, où la capacité solaire installée atteint près de 47 gigawatts (GW), cette courbe est devenue si prononcée que des surplus solaires importants doivent être « écrêtés », entraînant des pertes de production. Le défi pour les opérateurs est double : d’un côté, éviter les déséquilibres causés par une surproduction solaire en milieu de journée ; de l’autre, gérer les montées rapides de la demande en soirée, exigeant une mobilisation accrue et rapide des centrales conventionnelles.

La situation en France : montée en puissance du solaire

En France, l’énergie solaire connaît un développement rapide. Selon le ministère de la Transition énergétique, la capacité solaire installée a atteint environ 19 GW fin 2023. L’énergie produite pour l’année en cours 2024, selon Réseau de transport d’électricité (RTE), s’élève actuellement à 21,7 térawattheures (TWh). C’est déjà 3,5 fois l’énergie produite il y a dix ans. Les projections prévoient un triplement de la capacité installée d’ici 2030, atteignant 60 GW. Et cette montée en puissance n’est pas sans conséquence pour la gestion du réseau électrique.

Contrairement à la Californie, où le phénomène de duck curve est exacerbé par des journées ensoleillées et des pics de production solaire très marqués, le réseau français bénéficie d’un mix électrique diversifié. Le nucléaire, largement dominant, offre une production stable, mais il est peu flexible à court terme. Par ailleurs, l’éolien et l’hydroélectricité viennent compléter la production solaire, ajoutant de la complexité à l’équilibrage global du réseau.

Les flexibilités pour réduire le creux de la duck curve

Pour répondre à ces défis, la France parie sur plusieurs leviers de flexibilité. RTE a lancé des appels d’offres en ce sens pour encourager le développement de solutions permettant d’ajuster production et consommation en temps réel. Ces solutions incluent, par exemple, la gestion de la demande. Le décalage volontaire des consommations électriques, notamment via des dispositifs de réponse à la demande (décalage lors de la pointe solaire des industries notamment), est une piste.

Un autre moyen d’utiliser l’excédent solaire est de le stocker. Les batteries, comme celles utilisées en Californie et les stations de pompage turbinage (STEP) permettent de stocker l’énergie solaire excédentaire en journée pour la réinjecter en soirée. En 2023, la capacité de stockage par batterie en France reste limitée (environ 0,5 GW), mais des projets de grande ampleur sont en cours.

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Effet de mode, ou véritable moyen de production d’énergie ? Alors que les kits solaires attirent de plus en plus de monde, nous sommes allés poser quelques questions à un particulier qui a sauté le pas l’année dernière pour avoir son avis sur la question. 

Depuis quelques années, les kits solaires plug-and-play fleurissent tant en ligne que dans les grandes surfaces de bricolage. Entre prix abordables et installation facilitée, ces solutions tout-en-un font de l’œil à un grand nombre d’entre nous. Mais une fois passées les premières semaines d’utilisation, que peut-on retirer de ce type d’installation ? Le plaisir de produire sa propre électricité est-il toujours intact ? Qu’en est-il de la rentabilité ?

Pour creuser le sujet, nous sommes allés poser quelques questions à Pascal, qui a fait l’acquisition d’un kit Sunology Play en mai 2023. Presque un an et demi après l’installation, quel constat fait-il sur ses panneaux et son achat ?

Qu’est-ce qui vous a fait sauter le pas du photovoltaïque ?

« En fait, l’envie de découvrir avant tout, une curiosité. Il se trouve qu’un de mes collègues y pensait aussi en même temps que moi, l’occasion était trop belle d’y réfléchir ensemble, choisir le matériel au mieux, et de franchir le cap ! Le prix de l’énergie sera toujours croissant, c’est aussi une motivation supplémentaire, surtout que nous avons fait installer une PAC [pompe à chaleur, NDLR] en septembre 2023 ».

Pourquoi avoir choisi ce kit en particulier ?

« J’ai choisi un kit de chez Sunology composé de deux panneaux recto/verso de 405W chacun. Le kit a été acheté en mai 2023. Habitant en Vendée, le fait que Sunology soit une start-up Nantaise a aussi compté dans le choix. À l’époque, le prix était plutôt dans la moyenne, et il y avait des options intéressantes comme les rallonges, etc. Au total, j’ai payé environ 1400 €. »

Comment avez-vous installé les panneaux ?

« Je me suis fabriqué un support en bois pour installer mes deux panneaux, leur donner l’angle souhaité pour être au mieux vis-à-vis de l’exposition. (10° Sud-Est, et 10° Sud-Ouest). J’ai commandé une grande rallonge pour être à l’aise sur mon terrain, et pouvoir brancher l’installation dans mon garage, sur une prise dédiée, avec le compteur intelligent. Si on souhaite les installer au sol, des bacs de lestage sont fournis. On peut aussi prendre une option pour les installer sur le toit, mais au-delà de 1,80 m, il faut une autorisation de la mairie. Au sol, une déclaration à Enedis suffit. »

Quelle production électrique au quotidien ?

« Au quotidien, le fonctionnement est parfait ! Dès que le soleil donne, la production couvre largement mes besoins, je pense au talon de consommation de la maison, à savoir la VMC, les téléviseurs, la box internet, le réfrigérateur, les ordinateurs, etc. Ça couvre même le fonctionnement de la machine à laver ou du lave-vaisselle (hors cycle de chauffe de l’eau). Il suffit juste de s’adapter un peu, lancer les appareils au plus beau de la journée plutôt que le soir ou la nuit ».

Les panneaux sont branchés sur une prise dédiée, dans le garage

Qu’est-ce qui vous plait le plus sur votre installation ?

« Je pense le plaisir d’aller dans le bon sens, vers une électricité plus vertueuse, et être autosuffisant par moments. Voir « 0 VA » affichés sur le compteur Enedis, alors que de nombreux appareils fonctionnent, est aussi une satisfaction. J’apprécie aussi la simplicité d’utilisation : on installe les panneaux, on branche, et c’est parti. Tout le suivi se fait via une application dédiée sur smartphone, simple et complète ».

Quelle amélioration auriez-vous souhaitée ?

« Peut-être les tiges réglables, pour l’inclinaison des panneaux en fonction de la saison. Leur construction et surtout leur résistance semble un peu légère. Il faut donc les manipuler avec précaution. J’ai eu besoin d’en remplacer un déjà, pris en garantie, donc pas de souci. Sinon, dans l’ensemble, c’est bien ».

La suite, c’est quoi ?

« Pour l’instant rien. Le kit est suffisant pour ma consommation, ensuite le surplus produit est donné de façon gratuite à Enedis, donc je n’ai pas besoin de rajouter d’autres panneaux tant que l’énergie produite n’est pas stockée. L’idéal serait d’installer des batteries, mais le coût important me dissuade, ça me paraît difficilement rentable. »

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À l’approche des fêtes, Bluetti propose des offres Black Friday sur ses batteries et panneaux solaires. Spécialisée dans les solutions d’énergie portable, la marque met en avant des produits tout-en-un faciles à utiliser, adaptés aussi bien aux besoins domestiques qu’à ceux des aventuriers. Jusqu’au 2 décembre, profitez de réductions allant jusqu’à 47 % sur une large gamme de batteries et panneaux solaires. Une opportunité idéale pour les cadeaux de Noël.

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Pour les voyageurs : AC180 et AC70, compactes et efficaces

Les modèles AC180 et AC70 séduiront les nomades en quête d’une source d’alimentation fiable.

AC180 : d’une capacité de 1 152 Wh et d’une puissance de 1 800 W, elle peut alimenter un réfrigérateur de voiture pendant plus de 15 heures. Un choix parfait pour le camping ou les pique-niques, au prix réduit de 649 € (au lieu de 999 €).

AC70 : plus petite mais tout aussi performante, elle offre une capacité de 768 Wh et une puissance de 1 000 W. Pratique pour recharger téléphones, ordinateurs portables et drones, elle est disponible à 479 € au lieu de 699 €.

La batterie Bluetti AC180.

Pour les aventuriers hors réseau : l’AC200L et ses options modulaires

AC200 L : conçue pour les amateurs de van life et d’autonomie, la batterie AC200L offre une capacité impressionnante de 2 048 Wh et une puissance de sortie de 2 400 W. Elle alimente aussi bien un petit réfrigérateur pendant 28 heures qu’un ordinateur portable jusqu’à 47 recharges. Actuellement disponible à 1 399 € (au lieu de 1 799 €), cette centrale peut être associée à un pack batterie B300K pour doubler sa capacité, proposé à 2 698 €.

Pour la maison : les solutions AC300 et AC500

Les séries AC300 et AC500 sont conçues pour garantir une alimentation en cas de coupure de courant. Ces systèmes UPS (alimentation sans interruption) permettent de faire fonctionner des appareils essentiels comme des réfrigérateurs ou des routeurs WiFi.

AC300 + B300K : une capacité de 2 764,8 Wh pour un prix réduit à 1 999 € (au lieu de 2 598 €).
AC500 + 2×B300K : avec 5 529,6 Wh, cette configuration convient aux appareils énergivores et est proposée à 4 098 € (au lieu de 4 897 €).

La batterie AC300+B300.

Pour les campeurs : le panneau solaire pliable PV350

Le panneau solaire PV350 est l’allié des amateurs de plein air. Grâce à son efficacité de 23,4 %, il recharge les centrales électriques portables même dans les environnements les plus isolés. Conçu pour résister à l’eau et aux conditions difficiles, il est proposé à 499 € au lieu de 699 €.

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Les panneaux solaires PV350.

Bluetti s’impose comme un acteur majeur de l’énergie propre, proposant des solutions adaptées aux particuliers et aux professionnels. Avec des initiatives comme le programme LAAF (Lighting An African Family), la marque s’engage pour un avenir durable. Présente dans plus de 110 pays, elle associe innovation et responsabilité pour répondre aux besoins en énergie nomade.

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Après une année 2024 marqué par les doutes et les difficultés, les trois projets pilotes flottants de Méditerranée profitent d’une belle éclaircie, augurant une potentielle mise en service définitive des 3 sites avant la fin de l’année 2025.

Quelques jours après qu’une des 3 éoliennes du projet Provence Grand Large a injecté ses premiers électrons sur le réseau électrique national, il est temps de faire le point sur la situation des trois projets pilotes flottants de Méditerranée. Issus d’un appel à projet lancé en 2015 par l’ADEME, ils avaient pour objectif de démontrer la viabilité technique et économique de l’éolien flottant, avant un déploiement commercial à plus grande échelle.

Mais souvenez-vous, il y a quelques mois, les trois projets affichaient de grandes difficultés financières. Cause principale de cette situation : un monde économique qui a été grandement bouleversé depuis le lancement des projets en 2016, entraînant notamment une très forte inflation.

Pourtant, alors que la fin de l’année approche, le développement des trois parcs se poursuit à bon rythme. Comme évoqué plus haut, au large de Fos-sur-Mer, l’heure est aux derniers préparatifs pour espérer une inauguration du parc d’ici la fin de l’année. Les trois éoliennes, désormais raccordées, doivent subir d’importantes phases de tests avant leur mise en service définitive.

Après PGL, au tour d’EOLMED et d’EFGL de prendre le large

Plus à l’ouest, les voyants sont aux verts pour une potentielle mise en service des parcs Eolmed et EFGL en 2025. Ces deux parcs flottants sont, comme le PGL, composés de 3 éoliennes chacun. Ces dernières seront néanmoins plus grandes et plus puissantes. À la place des Siemens Gamesa SG 8.0-167 DD de Provence Grand Large, on retrouvera des Vestas V164-10.0MW, dont la puissance unitaire s’élève à 10 MW contre seulement 8,4 MW pour le modèle Siemens Gamesa.

Concernant le parc EFGL, les différents éléments de l’éolienne attendent sagement leurs flotteurs depuis le quai lourd de Port-La-Nouvelle, y compris les monumentales pales de 84 mètres de long et 34 tonnes chacune. C’est presque 10 mètres de plus que celles du parc de Saint-Nazaire, qui affichent une puissance de 6 MW ! Les flotteurs, qui sont actuellement fabriqués sur le site Eiffage Métal de Fos-sur-Mer, devraient arriver à Port-La-Nouvelle par la mer au mois d’avril, après deux jours de remorquage. Ensuite, il faudra compter environ 2 semaines d’assemblage par éolienne.

Du côté du parc Eolmed, le timing est similaire. Les composants des éoliennes Vestas ont été acheminés jusqu’à Port-La-Nouvelle durant le mois de septembre. La construction des flotteurs a, cette fois, lieu à Port-La-Nouvelle. Débutés en avril 2023, ils devraient être terminés durant le premier semestre 2025 pour ensuite être mis à l’eau.

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Un réacteur nucléaire est avant tout un moyen de chauffer de l’eau. En règle générale, cette eau est transformée en vapeur pour mettre en mouvement une turbine à vapeur qui, couplée à un alternateur, va produire de l’électricité. Mais pourquoi ne pas en rester à la génération de chaleur et coupler le réacteur à réseau de chauffage urbain ? C’est le concept de Calogena, et la ville d’Helsinki est très intéressée par le chauffage urbain nucléaire.

À travers sa start-up Calogena, le groupe Gorgé développe un petit réacteur nucléaire (en anglais SMR, pour Small Modular Reactor) dédié à la production de chaleur à basse pression et basse température (autour de 5 bar et 100 °C). Cette orientation permet de concevoir un réacteur très simple et de toute petite taille. Aujourd’hui fixée à 30 MW thermiques pour le modèle dit « Cal-30 », sa puissance est toutefois significative : elle pourrait satisfaire aux besoins de chauffage de 20 000 foyers.

Très récemment, le groupe Gorgé a indiqué par un communiqué de presse avoir franchi une étape majeure. L’entreprise a en effet déposé auprès de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) française son Dossier d’option de sûreté (DOS). Une étape cruciale, s’il en est : c’est ainsi qu’est lancée la pré-instruction du concept par le gendarme français du nucléaire. Cette étape emmène vers la concrétisation du projet, puisqu’il permet de préparer la Demande d’autorisation de création (DAC), dans l’objectif de construire une tête de série. Fondée en 2021, Calogena envisage en effet un déploiement industriel de son SMR pour 2030.

Helsinki lancé vers le chauffage urbain nucléaire

Helsinki est dotée du deuxième plus grand réseau de chaleur du monde, et elle s’est donnée pour objectif de décarboner entièrement sa production, aujourd’hui assurée par le gaz naturel et la biomasse. Et pour ce faire, elle s’intéresse au chauffage urbain par l’énergie nucléaire.

Citons quelques chiffres concernant le projet d’Helsinki : un besoin de 400 MW de chaleur, entre 10 et 15 SMR, un marché de l’ordre de 1,5 milliard d’euros et une mise en service qui se produirait justement en 2030. Le groupe Gorgé a bien entendu signifié son intérêt, puisque ce projet démontre qu’il existe bien un marché pour son concept.

Calogena fera face toutefois à une forte concurrence. La société finlandaise Steady Energy propose en effet de son côté le LDR-50, un réacteur de 50 MW thermiques, et fonctionnant à 10 bar et 150 °C. Disponible dans sept ans, le réacteur aurait un prix unitaire de l’ordre de 100 millions d’euros. Une concurrence qui reste toutefois teintée de coopération, puisque les deux projets Calogena et Steady Energy sont par ailleurs partie prenant du projet CityHeat. Ce projet a été sélectionné en octobre 2024 par la Commission européenne lors de l’appel à projet au sein de l’Alliance européenne sur les SMR.

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Ce nouveau record tiendra-t-il jusqu’en 2025 ? La traversée mouvementée de Bert à travers la France a permis aux éoliennes de tout le pays de battre un nouveau record de production instantanée, bien aidé par les nouveaux parcs offshore.

Presque un an. C’est le temps qu’aura tenu le précédent record de production instantanée de l’éolien français. Le passage de la tempête Bert à travers la France, ce dimanche 24 novembre, vient d’affoler les turbines des éoliennes, jusqu’à atteindre une production instantanée maximale de 19,3 GW vers 17 heures.

Une telle production, encore jamais vue dans l’hexagone, a été rendue possible par des conditions météorologiques favorables, mais surtout par les nombreuses mises en services de parcs éoliens durant l’année. Le record est donc battu à plat de couture puisque la précédente valeur était de 17,2 GW. Comme l’année dernière, les quelque 2 450 parcs éoliens terrestres ont été les principaux artisans de cette production, avec un total de 17,96 GW.

Le sérieux coup de pouce de l’éolien offshore

Mais ce n’est pas tout, puisque les parcs offshore ont contribué à cette production de manière nettement plus importante que l’année dernière, en atteignant une puissance maximale de 1,35 GW.

En décembre 2023, seul le parc de Saint-Brieuc avait produit de l’électricité à hauteur de 261 MW, grâce aux premières turbines installées. Le parc de Saint-Nazaire, lui, était à l’arrêt pour cause d’anomalies techniques. Cette année, c’est bien différent puisque les deux parcs sont entièrement en service, et ont été rejoints par celui de Fécamp, d’une puissance de 500 MW. On compte donc, officiellement, une puissance installée de 1 476 MW.

Côté facteur de charge, malgré une puissance totale plus importante, la performance de ce dimanche est tout de même moins impressionnante que celle de l’année dernière. Celui-ci s’est élevé à 71,1 %, contre plus de 74 % l’année dernière. Pour rappel, le facteur de charge désigne la différence entre l’énergie produite et celle que l’installation aurait produit si elle fonctionnait en permanence à 100 % de sa capacité.

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Luc Rémont, PDG d’EDF, était en visite en Corse cette semaine pour inaugurer le début des travaux de la nouvelle centrale électrique de l’île. Attendue depuis près de 20 ans, la centrale qui fonctionnera à partir de biomasse liquide, devrait coûter la bagatelle de 800 millions d’euros.

Les habitants d’Ajaccio ne regretteront pas les deux cheminées rouges et blanches de la centrale thermique du Viazzo. Mise en service en 1981, cette centrale de l’île est également la dernière centrale de France à utiliser du fioul lourd pour alimenter ses 7 moteurs.

Si tout va bien, à partir de 2027, elle devrait laisser sa place à la centrale du Ricanto, dont la construction vient de commencer à une centaine de mètres de là. D’une puissance équivalente de 130 MW, cette dernière sera équipée de 8 moteurs à haut rendement alimentés, cette fois, par de la biomasse liquide, comme la centrale Port-Est de la Réunion. C’est d’ailleurs ce qui en fait sa particularité, permettant ainsi de se targuer du titre d’énergie 100 % renouvelable.

Une centrale qui carburera au colza

Selon EDF, la centrale devrait être équipée des toutes dernières technologies pour contenir à un seuil particulièrement bas les émissions de particules. En comparaison avec la centrale du Viazzo, les émissions de CO2 devraient chuter de 65 %, et les émissions de particules et de NOx de 75 %. Le système de refroidissement, en circuit fermé, devrait permettre de réduire de 90 % la consommation en eau, par rapport aux 350 000 mètres cubes annuels utilisés dans la centrale du Viazzo.

Pour alimenter en biomasse liquide cette centrale flambant neuve, et ainsi produire l’équivalent de 20 % de la consommation électrique de la Corse, il faudra tout de même cultiver près de 200 000 tonnes de colza par an, soit l’équivalent de 60 000 hectares.

Le montant de l’investissement est étonnamment élevé : 800 millions d’euros, soit un prix de 6,15 euros par watt, ramené aux 130 MW installés sur la future centrale du Ricanto. C’est autant que le projet de gigantesque parc solaire de 1 000 MW prévu en Gironde, bien plus puissant, mais dont la production électrique ne peut pas être pilotée. 800 millions d’euros, c’est aussi le prix que pourrait coûter une giga-batterie de 1 400 MW de puissance, en se basant sur le montant de l’investissement prévu pour la future batterie de Saint-Avold. Enfin, cela équivaut au coût de 20 éoliennes en mer posées de 8 MW pièce, soit 160 MW, en se calquant sur le prix du parc éolien de Saint-Brieuc.

La difficile décarbonation de l’île de Beauté

Le remplacement de la centrale du Viazzo est attendu depuis longtemps, mais a connu de nombreuses difficultés. Et pour cause, les responsabilités de la nouvelle centrale sont grandes : celle-ci devra assurer un approvisionnement suffisant en électricité ainsi qu’un bon équilibrage du réseau tout en réduisant les émissions de CO2.

Attendue depuis longtemps, cette nouvelle centrale thermique alimentée à 100 % par des énergies renouvelables devrait jouer un rôle majeur dans les objectifs de décarbonation et d’indépendance énergétique de l’île, à l’horizon 2050. Encore aujourd’hui, la Corse est, avec les DOM-TOM, parmi les régions les plus émettrices de CO2 du pays pour la production électrique, avec presque 437 gCO2eq/kWh. C’est quasiment 10 fois plus que la France hexagonale.

Cette intensité carbone particulièrement élevée s’explique justement par la dépendance de l’île au diesel, ainsi que ses interconnexions avec l’Italie continentale et la Sardaigne voisines, donc le mix électrique est dominé par les énergies fossiles, en particulier le gaz.

3 milliards d’euros de projets en cours

Depuis 2015 et la publication de la première programmation pluriannuelle de l’énergie régionale, l’île de Beauté investit massivement pour inverser cette tendance. Au total, c’est l’équivalent de 3 milliards d’euros de projets qui ont été lancés sur la période 2016-2023, dont 500 millions de projets d’énergies renouvelables. Les investissements se poursuivent encore aujourd’hui, à l’image de la centrale du Ricanto, dont le coût avoisine les 800 millions d’euros. À l’occasion de la pose de la première pierre de la centrale, Luc Rémont a, par ailleurs, annoncé que près de 200 millions d’euros supplémentaires allaient également être investis en Corse durant les 5 prochaines années.

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Une guerre se joue sur les tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE) : la Commission de régulation de l’énergie (CRE) prône la poursuite des TRVE alors que l’autorité de la concurrence souhaite les supprimer.

Deux rapports contradictoires publiés le 19 novembre 2024 relancent le débat sur l’avenir des TRVE en France. Tandis que la CRE plaide pour leur maintien, l’Autorité de la concurrence recommande leur suppression. Faut-il ou non protéger les consommateurs d’électricité des fluctuations explosives et imprévisibles des prix de l’électricité sur les marchés ? Le débat fait rage entre les deux institutions.

Les arguments pour le maintien des tarifs réglementés ✅

Pour la CRE, les TRVE jouent un rôle stabilisateur et protecteur. Ils permettent un lissage des prix, amortissant les fluctuations, particulièrement précieuses en période de crise. En 2022, alors que les prix sur les marchés de gros flambaient, un million de consommateurs ont préféré revenir vers ces tarifs. La CRE estime que ce mécanisme reste crucial à court terme et doit être prolongé pour cinq années supplémentaires, surtout avec la fin programmée en 2025 de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH), augmentant la dépendance aux prix de gros.

Elle met également en avant le rôle directeur des TRVE dans la structuration du marché. « Cette méthode permet donc aux fournisseurs alternatifs de se développer et de proposer des offres innovantes », comme celles proposées par Octopus, TotalEnergies ou Mobilize, entre autres. En réponse aux critiques sur leur impact concurrentiel, la CRE propose des ajustements mineurs, comme une interdiction du « retour aux TRVE des clients souscrivant une puissance supérieure à 36 kVA qui ont quitté les TRVE depuis moins d’un an pour limiter les allers-retours de court terme entre les TRVE et les offres de marché ».

Les arguments contre le maintien des tarifs réglementés ❌

À l’opposé, l’Autorité de la concurrence considère les TRVE comme des obstacles à une véritable concurrence. « Ils cantonnent les fournisseurs concurrents à un rôle secondaire et limitent la taille de leurs portefeuilles de clients, source d’économies d’échelle » Selon le rapport, les TRVE cristallisent une régulation politique, avec des ajustements souvent influencés par des considérations populistes, au détriment de la transparence et de l’efficacité économique​.

L’Autorité prône donc leur suppression, tout en appelant à mettre en place des mécanismes alternatifs. Parmi les propositions, la désignation de fournisseurs de dernier recours et la création d’un indice de référence calculé par la CRE maintiendraient une forme de protection pour les consommateurs les plus vulnérables.

Un dilemme pour le gouvernement

Le choix entre ces deux visions s’avère délicat. La suppression des TRVE s’inscrit dans la lignée des directives européennes, qui encouragent une transition vers des marchés libéralisés. Cependant, les préférences des Français, fortement attachés aux TRVE, et les inquiétudes sur les hausses potentielles des factures compliquent la donne. La ministre de l’Énergie, Olga Givernet, a promis une décision basée sur ces deux rapports et sur une évaluation gouvernementale en cours. Elle devra arbitrer entre un cadre propice à la concurrence et la nécessité de protéger les consommateurs dans un contexte énergétique toujours incertain.

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) entend faire payer les utilisateurs qui refusent le remplacement de leur ancien compteur électrique par un modèle communicant Linky. Focus sur le prix à payer à partir de l’an prochain pour les anti-Linky.

Les compteurs intelligents Linky sont désormais la norme dans le parc électrique français. Selon les informations publiées par la CRE, 37,3 millions de clients sont équipés d’un compteur évolué au 31 août 2024. Pourtant, souvenez-vous, le déploiement de ces nouveaux compteurs ne s’est pas fait sans difficulté. Une véritable fronde anti-Linky avait compliqué les opérations des techniciens chargés de remplacer les anciens compteurs par les compteurs évolués Linky.

2,1 millions de clients exposés à des frais supplémentaires

Désormais, 2,1 millions de clients restent équipés d’un compteur d’ancienne génération. Ces anciens modèles n’offrent pas les mêmes possibilités que le compteur Linky. Ce dernier communique les index à distance aux services du gestionnaire de réseaux Enedis. Il permet aussi d’effectuer certaines opérations à distance, telles que les augmentations de puissance. Ils permettent donc de faire des économies à Enedis. Les anciens modèles de compteur engendrent donc des frais supplémentaires à Enedis, obligeant des déplacements pour les relevés d’index, notamment.

Dans le cadre de la consultation publique relative au futur tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE7) qui vient de prendre fin, la CRE a indiqué envisager « de mettre en place une facturation des coûts spécifiques générés par les utilisateurs qui ne sont pas équipés de compteurs évolués ».

Entre 40 et 65 € à payer en plus tous les ans pour les anti-Linky

Actuellement, des frais sont déjà appliqués à ces clients, mais seulement s’ils ne transmettent pas leur index de consommation, pour un montant de 56,88 €/an. La position de la CRE devrait se durcir dès l’an prochain. Applicables à partir du 1ᵉʳ août 2025, les nouveaux frais se décomposent en deux volets :

• 6,93 € facturés tous les deux mois au titre des coûts engendrés par la présence d’un ancien modèle de compteur ;
• 4,18 € facturés tous les deux mois pour les clients qui ne communiquent pas leurs index de consommation ou ne prennent pas de rendez-vous pour réaliser le relevé de leur compteur.

Sur un an, les clients non équipés d’un compteur Linky se verront donc facturer entre 41,58 € et 66,66 € supplémentaires. Toutefois, ces frais ne visent que les clients opposés au compteur Linky et non ceux (très rares) qui se trouvent dans une impossibilité technique du fait d’Enedis de faire remplacer leur compteur par un modèle Linky. Cette proposition de tarification complémentaire n’est toutefois pas encore définitive. La consultation publique étant close, la CRE prendra sa décision début 2025, valable pour une durée de 4 ans.

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L’appel d’offres flexibilités a été un franc succès, selon les volumes lauréats dévoilés par Capital. À mesure que la part intermittente de production d’électricité grandit dans le mix, la consommation doit se décaler pour s’adapter à cette production.

Lancé en août 2024 par Réseau de transport d’électricité (RTE), l’appel d’offres « flexibilités décarbonées » vise à soulager les pics de consommation pour les décaler vers les pics de production et inversement. Ce dispositif vise à encourager les sites industriels à réduire ou déplacer leur consommation électrique en période de forte demande, en échange d’une rémunération complémentaire. Il s’adresse aussi aux sites de stockage, pour injecter de l’électricité en cas de déséquilibre du réseau.

Cet appel d’offres, conforme aux articles L.271-4 et L.352-1-1 du Code de l’énergie, s’adresse aux sites industriels et aux infrastructures de stockage d’électricité capables de réaliser des effacements de consommation. Les critères excluent toutefois les sites réalisant des effacements en recourant à des moyens d’autoproduction dits conventionnels, comme les générateurs diesel, ou bénéficiant d’options d’effacement réglementées (comme l’option Tempo). L’objectif initial pour les périodes 2025 et début 2026 était de contractualiser un volume maximal de 2 900 MW par période, c’est-à-dire une puissance décalable en cas de tension sur le réseau, pour le soulager.

Des consommateurs qui s’engagent à réduire ou décaler leur demande en électricité

Clôturé en octobre, l’appel d’offres a suscité un vif intérêt. Selon Olga Givernet, ministre déléguée à l’énergie, « 170 offres ont été retenues pour un volume de 2 400 mégawatts pour 2025 et 2 800 mégawatts pour le premier semestre 2026 ». Ces résultats traduisent un engouement pour l’effacement électrique où des consommateurs s’engagent à réduire ponctuellement la consommation énergétique des sites participants, gratifiés d’une rémunération pour ce geste. « La demande en moins pourrait représenter l’équivalent de deux à trois réacteurs nucléaires », ajoute la ministre déléguée, soulignant l’impact potentiel sur la stabilité du réseau électrique.

Dans un récent rapport, RTE montrait l’utilité d’accéder à ces flexibilités, notamment pour mieux passer le pic de production solaire. Le gisement est présent et la dynamique est enclenchée. Avec la pénétration des énergies renouvelables dans le mix électrique français, le réseau gagnera à être plus flexible. Avec, à la clé, une responsabilisation du consommateur et des gains financiers.

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Dans sa quête de la neutralité carbone fixée en 2060, la Chine inaugure une centrale solaire d’une puissance comparable à celle de deux des plus grands réacteurs nucléaires français. Implantée sur des mines de charbon désaffectées, l’installation utilise des technologies modernes, et promet d’alimenter des millions de foyers.  

Il n’aura fallu que 14 mois pour construire cette immense centrale solaire chinoise du projet Mengxi Blue Ocean, situé dans le désert de Gobi, à Ordos, en Mongolie-Intérieure. Cette installation photovoltaïque se compose de 5,9 millions de panneaux solaires montés sur suiveurs et déploie une puissance de 3 GW, ce qui en fait la deuxième plus puissante au monde, juste après le projet Midong, en Chine. Ce dernier est constitué de 5,26 millions de panneaux bifaciaux déployant 3,5 GW. Mengxi Blue Ocean, c’est aussi la plus grande centrale sur site unique en Chine. Elle s’étend sur « seulement » 7 000 hectares. En comparaison, le parc de Midong occupe une superficie totale de plus de 80 000 hectares, les panneaux étant largement répartis sur les vastes étendues de terres.

Après un peu plus d’un an de construction, la centrale a été mise en service le 5 novembre dernier et fournit désormais de l’électricité dans les zones côtières. Les panneaux ont été préassemblés par des bras robotiques, et se verront aussi nettoyés par des robots. Quant aux suiveurs solaires, ces systèmes, fournis par l’entreprise Artech, s’appuient sur l’intelligence artificielle afin d’optimiser l’angle d’inclinaison des modules. Leur utilisation a amélioré la capacité de l’installation de près de 8 %. La centrale devrait ainsi fournir 5,7 TWh d’électricité par an pour alimenter 2 millions de foyers.

Une installation sur d’anciennes mines de charbon

Dans ce pays tournant majoritairement à l’énergie fossile, le projet permettrait d’économiser 1,71 million de tonnes de charbon par an, évitant l’émission annuelle de 4,7 millions de tonnes de CO2. D’ailleurs, la centrale est installée sur un ancien site d’extraction de mines de charbon. Le terrain a été affecté par des affaissements dus à ces anciennes exploitations, poussant l’opérateur du projet à investir dans des solutions adéquates, notamment des systèmes de montage flexibles avec des poteaux télescopiques pour s’adapter à la structure du sol.

De plus, la centrale a également été pensée pour mieux respecter les prairies environnantes. Sous les panneaux, en effet, se développent des plantes fourragères et des plantes fixatrices de sable, qui offrent un espace végétatif utilisé comme pâturage pour des moutons australiens. Ainsi, au lieu d’utiliser du béton, le constructeur a misé sur des monopieux en acier en forme de H, qui se révèlent moins invasifs pour l’écosystème.

Transférer de l’électricité vers l’Est du pays

Porté par CHN Energy — qui vient de mettre également en service la plus grande centrale solaire offshore au monde — ce projet s’inscrit dans une initiative plus large visant à transférer de l’électricité de l’Ouest vers l’Est du pays. Ce programme, instauré depuis deux décennies, cherche à mieux faire face au déséquilibre des ressources énergétiques dont souffre la Chine. En effet, la géographie du pays désavantage largement ses régions orientales, dans lesquelles les demandes en électricité sont pourtant très élevées en raison du fort développement économique. Le grand projet vise donc à acheminer l’énergie depuis des zones de l’Ouest, comme la Mongolie-Intérieure, Guizhou et Yunnan, vers les zones déficitaires de l’Est, dont Pékin, Guangdong, ou encore Tangshan.

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