S’ils regardent à l’horizon en plissant les yeux, les Marseillais peuvent enfin voir tourner les pales des éoliennes flottantes du projet Provence Grand Large. EDF Renouvelables vient d’entamer la dernière étape avant la mise en service officielle du parc, en injectant les premiers kilowattheures (kWh) sur le réseau français. 

Voilà déjà un an que les trois éoliennes flottantes du projet Provence Grand Large trônent au large de l’embouchure du Rhône. Pourtant, elles n’avaient, jusqu’à cette semaine, pas pu produire faute de raccordement électrique opérationnel. C’est désormais chose faite, du moins pour l’une d’entre elles. Les équipes d’EDF Renouvelables ont annoncé cette semaine qu’une des trois éoliennes venait d’injecter du courant sur le réseau pour la première fois.

Il faut dire que le défi à relever par les équipes du projet était colossal. Une fois les 3 éoliennes ancrées définitivement, en octobre 2023, il a fallu les raccorder entre elles par le biais de câbles dits « dynamiques ». Puis, un câble d’export, long de 17 km et dimensionné pour une tension de 66 kilovolts (kV), a dû être déployé entre la première éolienne et le poste de transformation RTE situé à Port-Saint-Louis-du-Rhône.

La mise en service, initialement prévue pour début 2024 et qui avait été repoussée à septembre, devrait finalement avoir lieu aux environs de la mi-décembre. Encore quelques semaines à attendre, donc, avant que le parc ne soit officiellement mis en service.

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Les parcs éoliens flottants prêts à conquérir la Méditerranée

Malgré les difficultés, ce projet particulièrement novateur aura servi de véritable fer de lance pour toute l’industrie éolienne sur la côte méditerranéenne. Déjà, on devrait voir en 2025 la mise en service des projets flottants EFGL et Eolmed. Surtout, on devrait découvrir d’ici quelques semaines les lauréats des deux projets flottants nommés Narbonnaise 1 et Golfe de Fos 1. Ces deux projets, d’une puissance de 250 MW chacun, devraient être mis en service à l’horizon 2030. Leur puissance nominale devrait, à terme, être portée à 750 MW chacun grâce à l’appel d’offres AO9.

Pour rendre la construction de ces parcs possible, et grâce à l’expérience acquise avec le projet Provence Grand Large, le port de Fos a, d’ailleurs, récemment présenté un projet de plateforme logistique de 120 hectares dédiés à l’éolien en mer. Si tout va bien, il devrait être mis en service d’ici 2028.

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Le marché mondial des panneaux solaires connaît une nouvelle phase de baisse de prix spectaculaire, passant pour la première fois sous le seuil de 6 centimes d’euros par watt crête (Wc).

Selon Leen van Bellen, responsable du développement commercial pour l’Europe chez Search4Solar, les modules solaires ont franchi un seuil historique, atteignant 0,055 €/Wc sur le marché FOB (free-on-board, hors taxes, assurances et frais de transport) en Chine début novembre. Une telle baisse marque un tournant pour l’industrie solaire mondiale, où les coûts des panneaux photovoltaïques n’ont jamais été aussi bas.

Cette chute de prix est attribuée à plusieurs facteurs. Premièrement, « certains fournisseurs sont désireux de réduire leur stock, ce qui a conduit à des prix extrêmement compétitifs. Celui qui abaisse les prix en premier crée un effet d’impulsion qui incite à l’achat, ce qui vous place devant les autres » explique-t-il auprès de PV magazine. Ensuite, des progrès dans l’efficacité de la chaîne d’approvisionnement, des niveaux de production élevés contribuent à cette dynamique et une concurrence accrue favorisent cette baisse des prix. De probables subventions étatiques permettraient également aux fabricants chinois de proposer des prix très difficiles à concurrencer en Europe.

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Une tendance nuancée par le marché européen

Cependant, ces prix records majoritairement observés en Chine ne se reflètent pas pleinement en France. Dans l’Hexagone, les prix des panneaux solaires destinés aux particuliers varient entre 16 et 20 centimes d’euros TTC par watt crête (€/Wc), tandis que pour sur le segment professionnel, ils oscillent entre 12 et 14 centimes € HT/Wc.

L’écart en prix entre les panneaux européens et chinois peut s’expliquer par deux facteurs. Ainsi, il faut noter que les prix chinois annoncés concernent des modules souvent fabriqués par des acteurs de moindre qualité, ce qui fait mécaniquement baisser la moyenne des prix. En Europe, les fabricants dits « Tier 1 », reconnus pour leur fiabilité et leur performance, proposent leurs produits à des tarifs généralement compris entre 8 et 12 centimes/Wc. Aussi, les coûts liés au transport, à l’entreposage et à la distribution viennent s’ajouter, rendant les modules photovoltaïques plus onéreux pour le consommateur final.

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Le Portugal, à l’instar de son voisin espagnol, connaît depuis plusieurs mois des épisodes de prix négatifs sur le marché de l’électricité. Une situation paradoxale, reflet d’une transition énergétique rapide, mais aussi d’un marché électrique en tension.

Entre février et mai 2024, le prix spot de l’électricité au Portugal a atteint des niveaux records, avec une moyenne de 2,89 euros par mégawattheure (€/MWh) entre le 26 avril et le 10 mai 2024, 3,14 €/MWh pour l’Espagne sur la même période. Poussée par des conditions climatiques idéales et une forte capacité de production renouvelable, la péninsule ibérique a vu ses prix dégringoler, atteignant même des valeurs négatives pendant plusieurs heures. Pour écouler l’excédent d’électricité, les producteurs portugais ont dû rémunérer les acheteurs, une réalité qui s’est traduite par 250 heures de prix négatifs depuis le début de l’année, comme le relève Ignacio Cobo, analyste chez Afry, auprès de Montel News lors d’une conférence à Lisbonne organisée en octobre dernier. À cela s’ajoutent 1 000 heures où les prix ont été nuls.

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L’offre est supérieure à la demande

La baisse des prix trouve son origine dans le développement rapide des énergies renouvelables. En 2023, 61 % de l’électricité produite au Portugal provenait d’énergies renouvelables. L’Espagne, de son côté, a vu la part de ces énergies atteindre 50,4 %, marquant une hausse de 8 points en un an. Les deux pays affichent des ambitions élevées : une capacité éolienne et solaire combinée de 138 GW en Espagne et une production électrique annuelle de 90 TWh au Portugal d’ici 2030. Ces objectifs, bien qu’ambitieux, sont jugés « irréalistes » par certains experts, comme Jorge Mendoça e Costa de l’APIGCEE, l’association portugaise des gros consommateurs industriels, interviewé par Montel News.

Cependant, cette abondance, notamment durant les heures d’ensoleillement ou de vent fort, engendre des périodes de surproduction, où l’offre excède largement la demande. Les prix chutent alors mécaniquement. « Si les projets actuels se concrétisent sans une hausse proportionnelle de la demande, les prix à zéro ou négatifs deviendront encore plus fréquents », avertit Ignacio Cobo.

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Une aubaine pour les abonnés, un danger pour les producteurs

S’ils profitent aux consommateurs, ces prix négatifs représentent un défi majeur pour les producteurs d’électricité renouvelable. Ces derniers peinent à dégager des revenus suffisants sur un marché où leurs coûts de production sont déjà parmi les plus bas d’Europe. Heikki Willstedt, de l’association espagnole de l’énergie éolienne (AEE), souligne l’urgence d’ajuster les objectifs de production ou de dynamiser la demande d’électricité pour éviter que les renouvelables ne subissent une pression économique trop forte.

Pour surmonter ce déséquilibre, plusieurs solutions sont évoquées. Pedro Amaral, PDG de l’association portugaise Apren, appelle auprès de Montel News à intensifier l’électrification, notamment dans les secteurs du transport et du chauffage. Par ailleurs, le développement de systèmes de stockage d’énergie, comme les batteries ou les centrales de pompage-turbinage, pourrait aider à absorber les surplus et stabiliser les prix. Enfin, des réformes du marché électrique, comme une tarification différenciée selon la disponibilité des renouvelables, sont à l’étude pour mieux intégrer ces énergies intermittentes.

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1 009 189, très exactement : c’est le nombre de producteurs (collectivités et particuliers) d’électricité verte en France, annonce Enedis. 99 % des installations sont des panneaux solaires sur toiture.

Le nombre de producteurs, collectivités et particuliers confondus, d’électricité verte a franchi la barre symbolique du million. Ce chiffre impressionnant reflète la montée en puissance de la transition énergétique dans le pays, avec une adoption massive des énergies renouvelables par les particuliers et les entreprises. Deux chiffres : 99 % des installations sont des panneaux solaires sur toitures ; la région Occitanie représente à elle seule 18 % du million de producteurs français. Ce phénomène, largement alimenté par l’essor du solaire photovoltaïque, marque un tournant dans la manière dont l’énergie est produite et consommée.

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Une progression fulgurante

En cinq ans, le nombre de producteurs d’énergie renouvelable a été multiplié par dix, atteignant aujourd’hui un million. « C’est un record dont nous sommes très fiers », a déclaré Marianne Laigneau, présidente du directoire d’Enedis, sur BFM Business. En 2024, ce sont 5 gigawatts (GW) de capacité qui ont été raccordés au réseau, contre 2,2 GW en 2019. Le rythme de raccordement ne cesse d’accélérer, atteignant désormais 300 000 nouveaux producteurs par an. À ce rythme, ce chiffre pourrait doubler d’ici trois ans. Dans ses plans pré-covid, Enedis visait le million de raccordements, déjà atteint, donc, pour 2030.

Le photovoltaïque est le principal moteur de cet engouement. Sur les 46 GW d’énergie renouvelable raccordés en France, 19 GW proviennent du solaire, dépassant dorénavant l’éolien. « 90 à 100 % des nouvelles usines sont systématiquement équipées de panneaux solaires sur leur toit », précise Marianne Laigneau.

L’autoconsommation en hausse

Un autre signe de la maturité de ce secteur est la montée en puissance de l’autoconsommation. Sur le million de producteurs d’électricité renouvelable, 600 000 consomment leur propre production, contre seulement quelques milliers avant la crise sanitaire de 2020. Ce mouvement est particulièrement visible dans les zones rurales : 60 % des producteurs se trouvent dans des communes de moins de 2 000 habitants.

L’essor des panneaux solaires est aussi favorisé par leur démocratisation. Désormais, même des panneaux solaires « plug-and-play » (prêts-à-brancher) sont disponibles dans les magasins de bricolage, permettant à chacun et chacune de contribuer à la transition énergétique en les branchant simplement à une prise domestique.

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Répondre à la demande d’électricité

Enedis anticipe une hausse de 15 % de la consommation d’ici 2035, principalement due à l’électrification des transports. « Aujourd’hui, il y a 2 millions de voitures électriques et hybrides rechargeables en circulation. En 2035, on estime qu’il y en aura 18 millions », explique Marianne Laigneau. Cette évolution entraînera un bond de la consommation pour la mobilité, équivalant à celle de la moitié de l’Île-de-France actuelle.

Enedis prévoit ainsi 96 milliards d’euros d’investissements d’ici 2040. Ces fonds serviront à raccorder les nouveaux producteurs, mais aussi à renforcer le réseau face aux aléas climatiques. « Ce qui finance les investissements du réseau, c’est aujourd’hui 22 % de la facture d’un ménage français, contre 30 % il y a quelques années », souligne la présidente d’Enedis, qui prévoit d’augmenter cette part pour financer les projets à venir.

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Un gigawatt de solaire installé en pleine mer voit le jour en Chine. C’est tout simplement la plus grande ferme solaire de ce type au monde.

La Chine, pionnière dans le développement des énergies renouvelables, marque une nouvelle avancée. L’entreprise publique China Energy Investment Corporation (CHN Energy) annonce inaugurer la plus grande ferme solaire en mer au monde. Située au large de la ville de Dongying, dans la province de Shandong, cette installation affiche une capacité de 1 gigawatt (GW), équivalente à une petite tranche nucléaire. Il ne s’agit pas d’un parc flottant, contrairement à la plupart des centrales solaires déployées sur l’eau, mais fixe, puisqu’il est maintenu par des pieux ancrés sur le fond marin.

Un projet titanesque : capacité et impact énergétique

S’étendant sur 1 223 hectares, le parc solaire repose sur 2 934 tables photovoltaïques rassemblant plusieurs milliers de panneaux. Ces dernières, d’une taille de 60 mètres par 35 mètres chacun, forment un ensemble capable de générer 1,78 térawattheure (TWh) par an. Cette production représenterait l’équivalent de la consommation de 2,6 millions de foyers chinois tout en économisant environ 594 500 tonnes de charbon par an. L’impact environnemental est également notable : 1,441 million de tonnes de CO₂ seront évitées chaque année, selon l’entreprise chinoise.

En comparaison, l’Europe est loin derrière en matière de centrales solaires flottantes. La plus grande installation en eau douce en cours de construction sur le continent, en Haute-Marne, ne prévoit qu’une capacité de 74,3 mégawatts (MW), soit plus de dix fois moins que le parc de Dongying.

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L’intégration de ce parc dans une stratégie multifonctionnelle est un autre point fort. En combinant production d’énergie solaire et activités d’aquaculture, CHN Energy optimise l’utilisation de l’espace maritime. La combinaison entre énergie et aquaculture génère des revenus complémentaires, estimés à 27 millions de yuans (environ 3,5 millions d’euros).

Cette avancée n’est qu’un début. Une autre centrale solaire flottante, deux fois plus puissante, est en cours de construction dans la province de Jiangsu. Avec une capacité prévue de 2 GW, elle promet de repousser encore les tailles limites des panneaux déployés sur l’eau.

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Le photovoltaïque prend de la place, c’est une certitude. Son développement peut donc entraîner de sérieux conflits d’usages, et il n’est pas toujours vertueux d’implanter des panneaux à la place de forêts. Une solution : utiliser les espaces déjà artificialisés. Mais ces derniers ont parfois un usage et un propriétaire, qui n’a pas forcément prévu d’y ajouter une centrale photovoltaïque. La loi entend les contraindre à le faire, notamment sur les grands parkings. Mais, nous le verrons, c’est plus facile à dire qu’à faire.

Le 10 mars 2023, a été votée la loi relative à l’accélération des énergies renouvelables (loi n°2023-175). Elle prévoit des mesures visant pour l’essentiel à simplifier les procédures d’autorisation, à mieux planifier le déploiement et à mieux partager la valeur à l’échelle locale, et, enfin à diriger les nouveaux projets vers les terrains déjà artificialisés.

C’est du fait de ce dernier point réglementaire que se trouvent impliqués les parkings, et l’opportunité de les doter d’ombrières photovoltaïques. Leur sort est désormais fixé, en principe, par le décret n°2024-1023 du 13 novembre 2024. Seize articles donc, qu’il convient de décrypter.

Le principe fixé par la loi

Les parcs de stationnement concernés sont les parkings extérieurs (c’est-à-dire non intégrés dans un bâtiment) dont la surface est supérieure à 1 500 m². Le calcul de ce seuil fait l’objet d’exigences spécifiques, détaillées dans le décret, qui concerne la comptabilisation des différents espaces, par exemple : espaces verts, espaces de manutention et zones proches de substances dangereuses. La loi requiert qu’au moins la moitié de cette surface soit couverte d’ombrières intégrant une centrale de production d’énergie renouvelables.

À noter que la loi prévoit un calendrier de déploiement assez serré : elle est applicable à partir du 1ᵉʳ juillet 2026 pour les parkings dont la superficie est égale ou supérieure à 10 000 m², et à partir du 1ᵉʳ juillet 2028 pour ceux dont la surface est comprise entre 1 500 et 10 000 m². La loi précise également des sanctions pouvant aller jusqu’à 40 000 € par an.

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Une longue liste d’exceptions à l’obligation

Qui dit loi, dit aussi une longue liste d’exceptions. Ces exceptions concernent, par exemple, les cas où une installation photovoltaïque ne serait pas réalisable techniquement, pour des raisons de nature de sol, ou d’incompatibilité avec l’usage initial de stationnement. De même, sont exemptés les cas d’ombrières qui porteraient un préjudice financier trop important au gestionnaire du parking, comme un coût d’investissement excessif, ou un ensoleillement insuffisant. Il est toutefois nécessaire, pour pouvoir bénéficier de ces exemptions, de démontrer ces impossibilités techniques ou financières, au travers de conditions décrites dans le décret, et d’études réalisées par des tiers accrédités.

Le décret exempte également les ombrières photovoltaïques qui seraient de nature à accroître un risque (naturel, technologique, ou liés à la sécurité civile ou nationale), ou à porter préjudice à l’environnement. De même, sont exemptés des terrains protégés au titre du patrimoine, ou de l’environnement (par exemple, des parcs nationaux). Par ailleurs, si un parking bénéficie d’ores et déjà d’un ombrage du fait d’arbres préexistants, il peut se trouver exempté, sous certaines conditions, encore une fois (proportion de surface, nombre d’arbres par place de stationnement, …)

Cet inventaire n’est pas exhaustif. Il existe d’autres cas et critères. Vous l’aurez compris, il n’est pas tout à fait simple de délimiter les cas où l’obligation s’applique de ceux où le parking pourra être exempté. Il est donc difficile de prévoir quelle part du gisement constitué par ces terrains déjà artificialisés sera effectivement affectée à la production énergétique. Et donc dans quelle mesure les ombrières participeront en pratique au mix énergétique français.

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Une étude publiée dans Nature Energy explique que les réseaux avec une forte intégration des énergies renouvelables dépendantes de la météo montrent une résilience accrue et subissent moins de pannes majeures.

Alors que la transition énergétique mondiale avance et que les énergies renouvelables (ENR) prennent une place de plus en plus importante dans les mix électriques, leur résilience face aux extrêmes météorologiques est remise en question. Sont-elles vraiment à l’origine d’une plus grande instabilité des réseaux électriques, notamment lors de conditions climatiques extrêmes ? Des chercheurs dont la publication est parue dans la revue Nature se montrent optimistes.

Une perception biaisée

Historiquement, les énergies renouvelables ont souvent été accusées d’aggraver les blackouts. L’exemple emblématique est celui du blackout de l’Australie du Sud en 2016. Ce dernier avait touché 850 000 foyers et entreprises, et les éoliennes, mal préparées à des perturbations électriques causées par une tempête, avaient été rapidement mises hors service. Plus récemment, la panne britannique de 2019 qui a affecté près d’un million de clients, a également été partiellement imputée à des défaillances dans une ferme éolienne offshore.

Pourtant, selon cette étude, ces accusations méritent d’être révisées. En analysant 2156 pannes majeures aux États-Unis entre 2001 et 2020, les chercheurs constatent que les réseaux où les énergies renouvelables dépendantes de la météo (WD-RES selon l’acronyme anglais) représentent plus de 30 % de la production électrique enregistrent une diminution de la fréquence des blackouts. En d’autres termes, plus la part des renouvelables augmente, moins les pannes sont fréquentes.

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Une classification suivant la pénétration dans le mix

L’étude classe en 4 catégories la pénétration des ENR. Dans les réseaux où les énergies renouvelables constituent entre 30 et 40 % de la production (catégorie RES4), le risque de blackouts affectant plus de 50 000 clients est divisé par presque trois par rapport à ceux où elles représentent moins de 10 % (catégorie RES1). Par exemple, la probabilité d’une panne affectant au moins 50 000 clients passe de 73,64 % (RES1) à seulement 25,12 % (RES4).

De plus, les pertes énergétiques lors des pannes sont réduites de manière significative. Dans les réseaux RES4, ces pertes dépassent rarement 5 % de la demande énergétique totale, une amélioration notable par rapport aux réseaux traditionnels. La durée des interruptions est également plus courte : moins de 3 heures dans 57,54 % des cas pour les réseaux RES4, contre 70,79 % pour les réseaux RES1.

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Les conditions climatiques sont la vraie cause des pannes

Les conditions climatiques extrêmes restent le principal facteur déclenchant des blackouts, selon les chercheurs. 95,6 % de l’augmentation des pannes observées lors d’événements climatiques extrêmes – comme les tempêtes, vagues de chaleur ou sécheresses – sont directement liées aux conditions météo elles-mêmes, tandis que la contribution des WD-RES est marginale (4,4 %).

Lors du blackout texan de février 2021, les WD-RES avaient initialement été accusées de défaillance. Ce blackout avait touché des millions de foyers pendant plusieurs jours, causant des pertes humaines et économiques majeures. Toutefois, des analyses ultérieures ont révélé que la cause principale résidait dans l’absence de préparation des infrastructures aux conditions hivernales extrêmes, en particulier les centrales à gaz, responsables de la majeure partie des interruptions.

Une explication réside aussi dans la diversité géographique des WD-RES. Les installations solaires et éoliennes étant réparties sur de vastes territoires, elles sont moins exposées aux perturbations localisées. Par ailleurs, les progrès technologiques, comme les systèmes de prévision météorologique avancés et les mécanismes de découplage automatique, améliorent leur fiabilité.

Les auteurs de l’étude insistent cependant sur l’importance d’investir dans des infrastructures modernes et de renforcer les mécanismes de prévision et de gestion en temps réel des réseaux. Cela inclut une meilleure interconnexion des réseaux régionaux et des outils pour anticiper les événements climatiques extrêmes.

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Les kits solaires sont d’une facilité d’installation incomparable. Problème : ils sont limités à de petites puissances, généralement inférieures à 1 kWc, nettement insuffisantes pour couvrir les besoins d’un foyer moyen. Mais c’est sans compter sur le « petit » nouveau d’Indielux et EPP Solar. Ces deux sociétés mettront prochainement en vente ce qu’ils décrivent comme le plus grand système photovoltaïque plug and play du monde.

La description du produit a tout pour plaire. Il s’agit d’un système dont la puissance est comprise entre 3 et 6 kWc. Constitué de panneaux photovoltaïques bifaciaux, son rendement est amélioré, pour peu qu’il soit disposé de façon à pouvoir capter la lumière sur les deux faces du panneau. Est annoncée une production d’électricité pouvant aller jusqu’à 6,6 MWh par an. De plus, atout de taille, l’ensemble est équipé d’une batterie LFP compatible, dont la capacité, selon les options, est comprise entre 5,1 et 25,6 kWh. Cela représente ainsi l’équivalent d’environ 25 à 140 % de la production quotidienne moyenne des panneaux.

Ce produit est issu d’une collaboration entre deux sociétés allemandes : Indielux, spécialisée dans la production de systèmes d’autoproduction domestiques, et EPP Solar, un distributeur de solutions liées à l’énergie solaire. Indielux a fourni la technologie de pilotage Ready2plugin et EPP Solar s’occupera, en exclusivité, de la distribution en Europe – sont prévus pour le moment : Allemagne, France, Autriche, Pologne et Espagne. Les prix débuteront à 4 700 € ; EPP Solar promet des économies allant jusqu’à 55 % par rapport aux fournisseurs traditionnels.

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Au cœur du concept, une technologie de pilotage innovante

Le produit est plug and play, tout comme les kits solaires de plus petite taille, et il ne nécessite pas l’intervention d’un électricien pour être installé. Toutefois, sa grande puissance a conduit à mettre en œuvre des modalités de pilotage particulières. C’est la technologie ready2Plugin, développée par Indielux, et intégrée avec un onduleur de marque Growatt (WR SPH 3000 TL BL-UP), qui permet d’intégrer un système de si grande taille dans une installation en autoconsommation. Cette technologie permet d’autoconsommer jusqu’à 2 kW par le biais d’une prise conforme ; il est prévu également une prise dite « de secours » pouvant aller jusqu’à 3 kW.

Par ailleurs, le système de pilotage permet de ne pas injecter sur le réseau plus de 800 W, valeur qui est la limite légale en Allemagne pour une installation de ce type. Les fournisseurs ne précisent pas toutefois comment sera adapté le système pour les autres pays, où les limites officielles sont différentes.

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On arrête, on continue, on arrête et finalement, on continue à nouveau. C’est un habituel redémarrage qu’a vécu le 12 novembre la centrale à charbon de Saint-Avold (en Moselle), avec l’arrivée du froid.

En 2023, l’hiver tendu forçait Réseau de transport d’électricité (RTE) à rappeller la centrale thermique de Saint-Avold (Moselle). Durant l’été et en novembre-décembre 2023, rien à signaler, la tranche 6 de la centrale Émile-Huchet de Saint-Avold restait à l’arrêt. Mais en janvier 2024, elle est à nouveau sur le qui-vive. Puis, elle n’a plus donné de signe de vie depuis, et voilà que RTE la rappelle au charbon : alors que « le risque [de tension sur le réseau] est le plus faible depuis 15 ans » avançait Thomas Veyrenc, directeur exécutif de RTE, le transporteur national préfère la redémarrer par sécurité.

À 10 heures, ce mardi 12 novembre, les premiers mégawatts (MW) ont été injectés sur le réseau. Elle a mis six heures et trente minutes pour atteindre sa pleine puissance et la stabiliser, aux alentours de 570 MW.

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L’État hésite : convertir ou arrêter ?

Son impact carbone n’est pourtant plus à démontrer. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), le charbon conservait sa première place d’émetteur de dioxyde de carbone lié à l’énergie : plus de 1 000 g d’équivalent CO2 par kilowattheure, contre moins de 6 g pour le nucléaire, et une trentaine de grammes pour le solaire, par exemple. C’est pour cela qu’elle devait fermer fin mars 2022, après un passage de l’hiver sauvé grâce à la baisse de la consommation. Pour que la centrale rouvre, le gouvernement doit relever le plafond d’émission de gaz à effet de serre pour les installations de production d’électricité à partir de combustibles fossiles. La centrale doit aussi restituer des quotas d’émission (dispositif de l’UE pour contraindre les industries européennes à s’inscrire sur une trajectoire de réduction de leurs émissions, à travers l’échange de quotas).

La France reste engagée, par la voix d’Emmanuel Macron, à sortir du charbon en 2027. Et Olga Givernet, ministre déléguée à l’énergie, d’enterrer définitivement l’avenir de la centrale, sans transition : « pour donner des perspectives, nous devons aller vers des énergies décarbonées. Le gaz ne l’est pas. La biomasse est également une possibilité, mais il faut d’abord que la copie soit solide, ce qui n’est pas le cas. »

Il reste encore trois principales tranches à Saint-Avold. Une au charbon donc, la tranche 6, et les tranches 7 et 8 sont un cycle combiné gaz (CCG) d’une puissance chacune de 430 MW.

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Le risque de tension sur le réseau électrique pour l’hiver 2024-2025 s’annonce comme « le plus faible depuis 15 ans », annonce le gestionnaire du réseau électrique français, Réseau de transport d’électricité (RTE).

La sécurité d’approvisionnement électrique en France perdurera cet hiver, selon les dernières prévisions de RTE. Ce constat est renforcé par plusieurs facteurs : une consommation stabilisée et des moyens de production majoritairement disponibles. En effet, après les tensions de l’hiver 2022-2023, où les risques liés à la guerre en Ukraine et à la sécheresse avaient inquiété, RTE prévoit pour cet hiver un des niveaux de risques les plus bas de ces quinze dernières années.

Thomas Veyrenc, directeur exécutif de RTE, rassure : « le risque pour cet hiver est, comme l’année dernière, le plus faible depuis 15 ans. » Avec une perspective de consommation hivernale en retrait de 6 % par rapport aux niveaux de 2014-2019 et des perspectives de production électrique particulièrement bonnes, il n’y a pas lieu de s’inquiéter.

Une production électrique sécurisée

Pour répondre à la demande cet hiver, le parc de production électrique est globalement en bonne forme. Le nucléaire d’abord, sa production poursuit son redressement. RTE prévoit environ 50 gigawatts (GW) disponibles en janvier 2025 grâce à la réparation des réacteurs affectés par les problèmes de corrosion en 2022 et 2023. Cette reprise permettra de sécuriser l’approvisionnement en périodes de pointe.

L’hydroélectricité ensuite : avec des précipitations significatives en 2024, la production hydraulique atteint un record de 62 TWh depuis janvier, soit une hausse de 40 % par rapport à l’an dernier. Les niveaux des barrages sont aussi les plus élevés depuis 2015, garantissant une ressource supplémentaire en cas de forte demande. Le thermique fossile : les centrales thermiques, bien que disponibles, ne devraient être que peu sollicitées. La production au charbon, quasi négligeable avec moins de 0,2 % de la production totale en 2023, devrait rester marginale, tout comme les centrales à gaz, souvent en veille face aux prix actuels du marché.

Enfin, les énergies renouvelables : l’éolien et le solaire continuent leur progression. Avec un développement de plus de 5 GW supplémentaires (dont 4 GW de solaire), ces sources bas-carbone participent à diversifier l’approvisionnement et renforcent la position exportatrice de la France.

Tendance des derniers hivers

Les hivers récents ont été marqués par un accroissement des capacités de production et une baisse notable de la consommation, encouragée par la sobriété. Depuis 2022, RTE observe une stabilisation de la demande. « Concrètement, le risque évalué l’hiver dernier et celui évalué pour cet hiver de façon probabiliste constituent ainsi les plus faibles depuis une dizaine d’années. » Preuve de l’excédent de production, les exportations vers l’Europe atteignent un record historique. En 2024, elles pourraient franchir la barre des 85 TWh, confirmant la compétitivité du modèle électrique français.

Avec une production majoritairement bas-carbone et des prévisions rassurantes pour cet hiver, la France aborde les mois froids avec confiance. RTE reste cependant vigilant aux aléas météorologiques, et le dispositif Ecowatt demeure mobilisable en cas de pic exceptionnel.

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Les suiveurs ou trackers solaires sont des systèmes bien connus. Ils ont pour objectif d’augmenter la production des panneaux photovoltaïques en les orientant au mieux tout au long de l’année, voire de la journée. Ils sont en revanche réputés coûteux et complexes. Sauf lorsque le low-tech s’invite dans l’équation. Voici donc Zenitrack.

À nos latitudes, la hauteur du soleil sur l’horizon varie au cours des saisons. Direction plein sud et au midi solaire, elle dépasse 60° le 21 juin, au solstice d’été, mais peine à atteindre 20° le 21 décembre, au solstice d’hiver. Une prise de photo du soleil aux différentes périodes de l’année construit dans le ciel une image en forme de « 8 », ou de symbole « infini », appelée l’analemme.

La production d’un panneau photovoltaïque est directement liée à l’angle entre le panneau et l’angle du soleil. Ainsi, l’angle optimal varie donc non seulement en fonction de l’heure de la journée, mais également au fur et à mesure de l’année et des saisons. Dans ce contexte, un tracker solaire a pour objectif de fournir au panneau une orientation optimale pour la production d’énergie, à tout moment. Un tel système implique toutefois une motorisation, des câbles électriques, des systèmes de transmission et des roulements. Une certaine complexité, donc, ainsi que, et c’est lié, un certain coût.

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Une solution minimaliste et performante

C’est là qu’intervient la solution Zenitrack, de l’inventeur Nicolas Ditleblanc. Il s’agit d’un tracker solaire low-tech qui vise au minimalisme. Il consiste en un support pour un panneau photovoltaïque de petite taille, qui y sera placé en orientation paysage. Ce support se place au sol, l’inventeur parle avec humour de « petite autoconsommation d’énergie potagère ».

Le support peut fournir au panneau une orientation variable, de 0° à 80°. Minimalisme oblige, c’est l’utilisateur qui, toutes les deux semaines, règle l’angle optimal du panneau, en fonction de la date et de la latitude de l’installation. Cet angle, c’est une application fournie par Zenitrack qui la spécifie. Et le réglage ne prend, selon Zenitrack, que quelques secondes.

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En dépit de cette simplicité, les performances sont au rendez-vous. Elles permettent une très nette amélioration de la production du panneau, surtout au cours des mois d’hiver. Ainsi, entre novembre et janvier, le support permet une augmentation de la production de + 30 à 50 %, selon les essais menés par Nicolas Ditleblanc.

Le panneau est fixé à son support par le biais de pinces, sans perçage, et tous les panneaux sont compatibles sous réserve que le cadre ait une épaisseur comprise entre 15 mm et 40 mm. La fixation de l’ensemble au sol est à ajouter, soit sous la forme d’un lest de 110 kg, par exemple, des dalles de terrasse, soit sous la forme d’une fixation au sol qui est laissée à l’appréciation de l’utilisateur. Le support est fabriqué par Viollet Industries, une PME située en Haute-Savoie, et elle est conçue dans une approche de sobriété ; cela concerne notamment sa structure, constituée d’aluminium recyclé et recyclable.

La commercialisation a démarré

L’invention est aujourd’hui disponible chez plusieurs distributeurs, par exemple Sonepar ou Rexel. Sur ces plates-formes, le Zenitrack est vendu seul, ou sous forme de kit. Le prix du support est inférieur à 150 € HT. Contacté, Nicolas Ditleblanc nous a indiqué que la totalité du premier lot produit a été vendue et que le succès du déploiement dépendra en premier lieu de l’appropriation de la solution par les artisans électriciens ou chauffagistes.

Sur LinkedIn, Nicolas Ditleblanc communique régulièrement sur son invention et notamment les performances de son système de test. Si l’on aime l’inventivité et le low-tech, le suivre présente un intérêt certain.

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En offrant un prix de l’électricité fixe quel que soit l’horaire de la journée, l’option base n’incite pas les abonnés à décaler leur consommation aux moments où le réseau est le moins sollicité. L’option heures pleines / heures creuses censée récompenser les utilisateurs qui font cet effort, n’est plus aussi avantageuse qu’auparavant. Et si l’on supprimait purement et simplement l’option base pour créer une vraie incitation chez tous les consommateurs d’électricité, sans les pénaliser ?

Avez-vous déjà observé la courbe de consommation nationale d’électricité ? Elle fluctue brutalement, en s’effondrant la nuit puis en décrivant des pics en milieu et fin de journée. Les centrales électriques jouent donc aux équilibristes, afin que la quantité d’électricité produite soit toujours égale à celle consommée. Ce mode de fonctionnement ne permet pas d’exploiter au mieux le potentiel de celles qui génèrent l’électricité la moins carbonée, comme les centrales nucléaires et solaires.

La nuit, les réacteurs nucléaires réduisent leur puissance alors qu’ils pourraient fonctionner à plein régime 24h/24 sans impact majeur sur leur consommation de combustible. Le jour, du printemps à l’automne, les centrales solaires voient parfois leur production bridée faute de débouchés. Enfin, ce sont les centrales hydroélectriques, mais également celles au gaz fossile, au fioul et au charbon qui sont mises à contribution pour réagir rapidement aux fluctuations de la consommation nationale. Si les premières sont bas-carbone, une grande part utilisent un stock d’eau qui gagne à être économisé.

Stocker l’électricité, l’échanger avec les pays voisins et décaler ses consommations

Un gaspillage auquel il est pourtant possible de remédier. Si le stockage d’énergie de grande ampleur comme les stations de pompage-turbinage (STEP) et batteries représente un moyen efficace, il nécessite des investissements colossaux et beaucoup de volonté politique. Les échanges d’électricité avec les pays voisins permettent aussi d’exporter efficacement les excédents et d’importer en cas de déficit, mais questionnent notre souveraineté énergétique, en plus d’exiger également de grands investissements dans les lignes transfrontalières. Reste la flexibilité : inciter les consommateurs à « lisser » la courbe de consommation nationale, en reportant la mise en marche d’appareils énergivores aux moments les plus adaptés. Une flexibilité idéalement non punitive.

En France, les particuliers en sont timidement incités à travers l’option heures pleines / heures creuses proposée sur chaque contrat de fourniture d’électricité. Elle s’oppose à l’option base, qui, elle, offre un tarif de l’électricité immobile, quelle que soit l’heure de la journée. Toutefois, l’option heures pleines / heures creuses souffre actuellement d’un manque d’attractivité, car elle impose un prix d’abonnement plus élevé et un tarif du kilowattheure en heures pleines plus couteux qu’en option base. Deux inconvénients pour accéder à un maigre avantage : un prix du kilowattheure durant les huit heures creuses quotidiennes 17,8 % moins cher qu’en base.

	Écart de prix par rapport à l’option base
kWh en heures pleines	+ 7,3 %
kWh en heures creuses	– 17,8 %
Abonnement annuel HP/HC 9 kVA	+5,1 %

Les heures creuses actuelles, avantageuses seulement si l’on possède un ballon d’eau chaude classique

Pour économiser significativement avec l’option heures pleines / heures creuses, il est donc indispensable de reporter au moins 60 % de sa consommation totale durant les plages d’heures creuses. Ces huit heures quotidiennes à prix relativement bas sont généralement placées entre 22 h et 6 h du matin, mais elles peuvent varier d’un abonné à l’autre. Il n’est donc pas toujours possible de connaître à l’avance les plages d’heures creuses qui nous seront attribuées à la souscription d’un contrat HP/HC.

Cette option est surtout avantageuse pour les utilisateurs de ballon d’eau chaude électrique classique « à accumulation ». Cet appareil extrêmement gourmand en énergie peut facilement être configuré pour se déclencher automatiquement durant les heures creuses. Comme il représente une part importante de la consommation totale d’un foyer, planifier son démarrage sur cette plage tarifaire permet parfois de la rentabiliser sans contraintes. L’intérêt de l’option HP/HC s’évanouit dès lors que l’on chauffe son eau par un autre moyen (ballon d’eau chaude thermodynamique, chaudière, réseau central…), ou que l’on consomme peu d’eau chaude sanitaire.

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Pourquoi l’option base n’est pas pertinente

Ainsi, l’option base est souvent plébiscitée par les foyers, d’autant plus s’ils se chauffent à l’électricité (radiateurs ou pompe à chaleur, à l’exception des rares et couteux radiateurs à accumulation capables de stocker la chaleur durant les heures creuses). Avec l’option base, ces foyers se retrouvent sans aucune incitation à lisser leur consommation. Le prix de l’électricité est identique, même s’ils lancent la pyrolyse de leur four électrique en même temps que la recharge de leur voiture électrique, un cycle de lave-linge et de lave-vaisselle un soir d’hiver glacial à 19h30. Pile au moment où le réseau électrique national sue à grandes gouttes pour maintenir l’équilibre, en activant les coûteuses et polluantes centrales thermiques et en important de l’électricité potentiellement très carbonée de pays voisins.

Du printemps à l’automne, l’option base n’incite pas non plus les consommateurs à exploiter le pic de production des centrales solaires. L’électricité y est pourtant bas-carbone en plus d’être terriblement bon marché, voire gratuite. Supprimer purement et simplement l’option base pourrait donc être une solution afin de créer une « tradition », un réflexe ancré chez tous les consommateurs d’électricité. Aujourd’hui, seuls les très gros consommateurs ayant souscrit à une puissance supérieure à 15 kVA sont bannis de l’option base. Mais cela représente une faible part des ménages.

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Réfléchir à une nouvelle formule pour les heures creuses ?

Concrètement, l’option base serait remplacée par une nouvelle formule de l’option heures pleines / heures creuses, où le prix de l’abonnement serait identique à l’option base, tout comme le prix du kilowattheure en heures pleines. Le tarif du kilowattheure en heures creuses pourrait être maintenu au niveau actuel. Six mois par an, d’avril à septembre, une plage d’heures creuses méridienne serait ajoutée, en plus de l’habituelle plage nocturne.

Il s’agit d’une forme d’incitation efficace à décaler ses usages, sans risques ni contraintes, que l’on peut retrouver ailleurs dans le monde, comme au Québec. Chaque consommateur aurait tout à gagner à programmer le démarrage de ses appareils en heures creuses, sans être pénalisé s’il ne le fait pas. Particulièrement dans le contexte actuel de perte de pouvoir d’achat, il est probable qu’une grande part des ménages adopterait le réflexe. Les pouvoirs publics n’auraient plus à demander aux foyers de faire un effort l’hiver sans aucune contrepartie.

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À l’instar de la consommation électrique, la mesure de la consommation d’eau est une donnée indispensable pour qui veut optimiser ses factures et limiter son impact environnemental. Voici une sélection des meilleurs compteurs d’eau connectés.

Si les compteurs d’énergie connectés se sont répandus à vue d’œil, les compteurs d’eau connectés, eux, sont nettement moins communs. Les fournisseurs d’eau peuvent procéder à une télérelève, mais elle est souvent manuelle (un agent doit circuler à pied ou en voiture à proximité des compteurs pour télécharger les données) et effectuée à un faible intervalle, généralement une fois par an.

Résultat : il est difficile de connaître sa consommation d’eau avec une grande finesse, en dehors du volume indiqué sur votre facture annuelle. De même, les fournisseurs ne proposent aucune solution pour connaître le détail de la consommation de chaque poste (douche, lave-linge, etc.). Pourtant, surveiller son utilisation de l’eau constitue un enjeu important pour réduire sa facture d’eau, ou même protéger sa maison d’éventuelles fuites d’eau.

Utiliser un compteur d’eau connecté permet de mieux cerner ses habitudes, mais également de détecter des consommations d’eau inhabituelles, pouvant être provoquées, par exemple, par des fuites d’eau. Certains systèmes connectés permettent même de fermer l’arrivée d’eau à distance, ce qui ajoute une sécurité pendant les vacances, ou même d’éviter des dégâts considérables en cas de fuite d’eau.

Installer un compteur connecté nécessite tout de même de prendre certaines précautions. D’abord, à l’image du Linky, le compteur d’eau principal ne peut être démonté ou modifié, et l’installation en amont du compteur ne peut être modifiée non plus. Ainsi, si vous souhaitez connaître votre consommation d’eau, vous pouvez opter pour un lecteur optique ou magnétique à placer sur le compteur avec l’accord de votre fournisseur, ou installer un ou plusieurs compteurs divisionnaires, après celui de votre fournisseur.

GROHE Sense Guard : le compteur d’eau connecté ultra-complet

 

Commençons par le plus pratique et le plus intuitif des compteurs connectés pour détecter d’éventuelles fuites, même les plus minimes, tout en suivant avec précision la consommation au quotidien. Sa vanne intégrée du marché. Intitulé Sense Guard, le compteur connecté façon GROHE se branche en série sur le réseau de plomberie. Composé d’un compteur et d’une vanne, il est celui qui permet de fermer automatiquement le réseau d’eau en cas de fuite, ce qui permet de limiter les dégâts.

Son installation est relativement simple, mais requiert tout de même des connaissances de base en plomberie. Il nécessite, en effet, la mise en œuvre d’un by-pass permettant d’isoler le compteur en cas de problème. Au quotidien, l’application dédiée permet d’obtenir des données intéressantes comme sa consommation journalière ou encore de piloter la vanne à distance. Il semblerait néanmoins que certains bugs viennent parfois gâcher l’expérience utilisateur. Mais son plus grand défaut reste son prix. Le kit est, en effet, affiché à plus de 600 €.

Itron Cyble Sensor : pas touche à la plomberie

Passons désormais à la solution idéale, notamment pour ceux qui ne veulent pas toucher à la plomberie : le générateur d’impulsion. Si vous disposez déjà d’un compteur d’eau compatible impulsion (c’est le cas d’une grande partie des compteurs d’eau récents), il vous suffira d’y clipser le générateur d’impulsion approprié et de connecter ses deux fils à un gestionnaire de consommation. Autrement, vous pouvez acheter un compteur neuf compatible et y ajouter un générateur d’impulsion.

Cet émetteur d’impulsion a la charge de produire une impulsion électrique à chaque fois qu’un litre d’eau traverse le compteur, activée par la petite aiguille métallique que l’on peut voir tourner sur ce dernier. L’information est envoyée par fils ou par radio (module supplémentaire nécessaire) à un gestionnaire de consommation générale (eau et électricité), comme le Legrand Ecocompteur ou le Schneider Wiser, qui permettent ensuite de visualiser les statistiques via une application smartphone. La qualité et la précision de ces capteurs sont excellentes, puisqu’ils récupèrent les données du compteur d’eau homologué. Lorsque l’on choisit ce type d’équipement, il est nécessaire de bien s’assurer de la compatibilité des deux produits que l’on souhaite associer.

 

LinkTap G2S : le compteur spécial jardin

Très répandus, les contrôleurs d’eau pour jardin ont l’avantage de faciliter l’arrosage du jardin, en permettant notamment une programmation des horaires d’arrosage, et donc une optimisation des ressources en eau. Si les premiers modèles de contrôleurs ne disposaient que d’un simple système d’horloge, ils ont évolué avec le temps pour être désormais équipés de Wi-Fi, autorisant ainsi le contrôle de l’arrosage à distance.

La société LinkTap a décidé d’aller plus loin en commercialisant un produit permettant non seulement de contrôler et programmer l’arrosage du jardin à distance, mais également de mesurer la quantité d’eau réellement utilisée. Grâce à ce système, il est possible de repérer rapidement une fuite d’eau ou un goutteur arraché. Il est même possible de programmer l’arrosage en fonction des données météo, et ainsi d’éviter automatiquement l’arrosage en cas de pluie. L’application, au look un peu daté, permet de récolter une foule de données qui raviront tous les amoureux de statistiques. Finalement, on a un seul regret : sa portée sans fil qui est un peu limitée, et sensible aux obstacles.

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FAQ : tout savoir sur les compteurs d’eau connectés

Comment fonctionne un compteur d’eau connecté ?

Un compteur d’eau connecté mesure la consommation en temps réel et transmet les données vers un appareil de suivi et/ou une application smartphone. Les capteurs détectent le débit et certaines versions avancées permettent même de fermer l’arrivée d’eau à distance. L’installation et les fonctionnalités varient, mais toutes les données visent à optimiser l’utilisation de l’eau.

Quels sont les avantages d’un compteur d’eau connecté ?

Un compteur d’eau connecté présente de nombreux avantages selon les modèles : suivi précis de la consommation, détection de fuites, optimisation des usages pour économiser l’eau et réduction des factures. Il permet aussi d’analyser les habitudes de consommation par type d’usage, ce qui est utile pour mieux gérer son impact environnemental et ses dépenses.

Peut-on installer un compteur d’eau connecté soi-même ?

Cela dépend du modèle choisi. Certains capteurs se fixent simplement sur un compteur existant, alors que les modèles avec vanne peuvent nécessiter des connaissances en plomberie. Pour une installation complexe, faire appel à un professionnel est recommandé pour assurer la sécurité du montage et l’efficacité du dispositif.

Les compteurs d’eau connectés sont-ils compatibles avec tous les réseaux d’eau ?

Les compteurs connectés peuvent être compatibles avec la majorité des installations domestiques. Toutefois, ils ne remplacent pas les compteurs principaux, qui dépendent des fournisseurs d’eau et qui ne doivent en aucun cas être démontés ou modifiés sans leur autorisation. Certains dispositifs, comme les générateurs d’impulsion, s’adaptent sur les compteurs existants, mais il est important de vérifier la compatibilité.

Les compteurs d’eau connectés aident-ils à réduire la consommation ?

Oui, en offrant un suivi précis de l’utilisation d’eau, ces compteurs sensibilisent les utilisateurs et les aident à ajuster leurs habitudes pour éviter le gaspillage. La détection des fuites, sur certains modèles, et l’identification des consommations anormales contribuent également à limiter les pertes, favorisant ainsi une réduction des factures et un usage plus responsable.

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Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), la transition énergétique présente de nombreuses opportunités pour les pays souhaitant investir dans la fabrication de technologies bas-carbone. Pourtant, dans le domaine du solaire photovoltaïque, la Chine semble être la seule à en profiter, au détriment d’autres nations dont l’industrie devient progressivement plus précaire. L’Union européenne (UE) en est particulièrement affectée et peine à rivaliser avec les prix des technologies chinoises, qui bénéficient de coûts de production nettement inférieurs et d’autres avantages facilitant leur pénétration du marché.

Cette année, plusieurs fabricants européens de panneaux photovoltaïques ont été contraints de fermer, incapables de concurrencer les produits chinois qui inondent le marché. Suite à l’instauration de l’Inflation reduction act (IRA) des États-Unis visant à protéger leur industrie nationale, la Chine a redirigé la majorité de ses exportations vers l’Europe, provoquant une accumulation massive de panneaux sur le marché européen et une chute drastique des prix.

Alors qu’elle se retrouve en conséquence en surcapacité de production, la robuste industrie chinoise ne vacille pas. Malgré le report ou l’annulation de certains projets de fabrication de panneaux dans le pays, les investissements continuent d’affluer. Selon le rapport « Energy Technology Perspectives 2024 » de l’AIE, la somme mondialement investie dans les technologies propres ont atteint un record de 235 milliards de dollars en 2023, dont près de 80 % étaient dédiés aux panneaux photovoltaïques et aux batteries, principalement produits en Chine. Cette année, les chiffres ont diminué, mais pourraient pour autant rester colossaux en atteignant les 200 milliards de dollars, selon l’AIE.

L’UE, de son côté, perd de plus en plus de son indépendance. Par ailleurs, l’Agence estime que d’ici 2035, les importations nettes de combustibles fossiles et de produits énergétiques du bloc atteindront 400 milliards de dollars, dont 35 % sont des technologies bas-carbone, une part qui était encore à 10 % l’année dernière.

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Pourquoi la Chine domine-t-elle le marché ?

Selon l’AIE, la Chine domine la production et l’exportation de technologies solaires en raison du coût de production relativement faible. L’Agence note que le pays à les coûts de fabrication les plus bas au monde pour les panneaux solaires, les éoliennes et les batteries. En comparaison, produire ces technologies est jusqu’à 45 % plus coûteux dans l’Union européenne, 40 % aux États-Unis et 25 % en Inde.

Une enquête de l’organisme menée auprès d’une cinquantaine de fabricants chinois révèle également d’autres éléments qui stimulent les investissements dans la fabrication de ces technologies en Chine. L’un des facteurs clés est l’économie d’échelle offerte en grande partie par le vaste marché intérieur. En effet, l’Empire du milieu est un leader mondial en termes de capacité solaire installée, avec de grands parcs qui comptent parfois des millions de panneaux.

Le soutien gouvernemental contribue également dans la prospérité de l’industrie. Des politiques favorables telles que des subventions, des incitations fiscales, etc. ont été mises en place depuis plusieurs années. De plus, les entreprises chinoises sont verticalement intégrées, contrôlant plusieurs, voire toutes, les étapes de la chaîne d’approvisionnement. Enfin, la Chine a développé une base industrielle robuste qui peut soutenir efficacement la production. La disponibilité d’une main-d’œuvre qualifiée et relativement bon marché, ainsi que le développement avancé des infrastructures, maintiennent les coûts de production à un niveau bas.

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L’année 2024 sera certainement gravée dans les annales pour EDF. Après le marasme de l’hiver 2022, l’énergéticien français ne cesse de remonter la pente et semble vouloir produire de l’électricité pour l’Europe entière. Ce chiffre des exportations est néanmoins révélateur d’une économie française au ralenti. 

Sauf évènement apocalyptique dans les deux mois à venir, la France s’apprête à battre son précédent record d’exportation d’électricité, qui date de 2002. Cette année-là, Jacques Chirac remportait le second tour de l’élection présidentielle avec 82 % des suffrages, les Français apprenaient à payer en euros et EDF exportait pas moins de 77 TWh d’électricité.

Mais depuis, de l’eau a coulé sous les ponts et les centrales nucléaires du pays ont vieilli. Surtout, en 2022, elle a dû faire face à une situation très compliquée du fait de problèmes de corrosions sur les tuyauteries de plusieurs réacteurs, conduisant à un bilan final de 16,5 TWh d’électricité importés sur l’année. Malgré cette période de crise énergétique, EDF est parvenu à remonter la pente avec une excellente année 2023, permettant l’exportation de 50,3 TWh d’électricité. Sur la même lancée, selon ses dernières prévisions, EDF pense pouvoir atteindre la barre des 90 TWh exportés en cette année 2024.

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Exporter massivement, est-ce vraiment une bonne nouvelle ?

Cette nouvelle, très encourageante, témoigne de la bonne santé actuelle du parc nucléaire français, qui devrait produire entre 340 et 360 TWh sur l’année, contre seulement 279 TWh en 2022. Les excellents chiffres d’exportation montrent également la contribution toujours plus importante des énergies renouvelables dans le mix électrique du pays. Enfin, de telles performances contribuent à rééquilibrer une balance commerciale française largement déficitaire en matière d’énergie, en particulier à cause des importations massives d’hydrocarbures.

Néanmoins, il y a un revers à la médaille : ce résultat est également le fruit d’une consommation électrique du pays en dessous de ses standards. En effet, depuis les efforts concédés à l’hiver 2022-2023, la consommation électrique française n’est pas remontée à son niveau de 2021-2022, et encore moins à ses niveaux pré-Covid.

Si on peut tenter d’expliquer cette baisse de consommation par des efforts de sobriété réalisés dans tout le pays, celle-ci va à contre-courant de la volonté politique actuelle de réindustrialisation et d’électrification des usages, en particulier dans le domaine de la mobilité. On note également qu’entre 2022 et 2023, la consommation d’électricité (-3,2 %) a diminué à peu près autant que la consommation d’hydrocarbures (- 2,9 %). Ces chiffres semblent ainsi s’expliquer par une économie française en difficulté, en particulier dans le secteur industriel.

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Le projet de stockage d’énergie hydroélectrique par pompage de Pioneer-Burdekin, en Australie, aurait été le plus grand projet de ce type au monde. Mais le gouvernement vient d’y mettre un terme.

En 2022, le gouvernement du Queensland, un état du nord-est de l’Australie, voyait la Pioneer Valley et ses montagnes comme l’endroit rêvé pour installer le plus grand projet de stockage d’énergie hydroélectrique par pompage (STEP) au monde. Une topographie adaptée et un énorme potentiel de production d’énergies renouvelables solaire et éolienne. Le projet Pioneer-Burdekin était lancé. Faisabilité technique, impact environnemental. La société Queensland Hydro s’est alors mise à réaliser toutes sortes d’études. Et tout semblait sur de bons rails. Elle avait même commencé à racheter des terres.

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Un projet jugé trop cher de tous les points de vue

Mais il y a quelques jours, le gouvernement – du Parti libéral national (LNP) – nouvellement élu du Queensland, conformément à une promesse de campagne, a mis un terme à ce projet finalement jugé « pas viable financièrement et pas approprié sur le plan environnemental ». Le premier ministre évoque des coûts qui auraient explosé. Passant de l’ordre de 12 milliards de dollars australiens à près de 37 milliards. Les populations locales, elles, se seraient montrées réticentes. Et il faudra désormais trouver une solution pour ceux qui ont « perdu » leurs terrains dans l’opération.

Rappelons que le projet Pioneer-Burdekin devait offrir à l’Australie une solution de stockage d’électricité renouvelable de longue durée. Le principe : pomper de l’eau d’un bassin inférieur lorsque la demande en électricité est faible – ou lorsque la production, renouvelable surtout, est excédentaire – et restituer l’électricité par turbinage depuis un bassin supérieur lorsque la demande augmente – ou que la production diminue. Plusieurs options avaient été proposées. Allant jusqu’à une puissance de 5 gigawatts (GW) et une capacité de stockage de 120 gigawattheures (GWh) pour une durée de décharge de 24 heures.

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Vers des systèmes de stockages d’énergie hydroélectrique par pompage plus modestes ?

Dans un rapport remis récemment au gouvernement, les experts de Queensland Hydro reconnaissaient que l’option la plus puissante peinerait à trouver sa rentabilité. Mais ils se montraient plus optimistes pour les deux autres options envisagées – 2,5 GW/48 heures ou 3,75 GW/32 heures. Toutes étant estimées compatibles – à condition de quelques aménagements – avec les contraintes environnementales locales.

Le gouvernement du Queensland se déclare désormais plus disposé à soutenir le déploiement de stockages d’énergie hydroélectrique par pompage à plus petite échelle. Ils seraient plus viables économiquement et plus faciles à gérer. Leur impact cumulé et leur coût s’avèreront-ils réellement plus intéressants ? La question reste en suspens.

Mais une chose est à peu près sûre. Pour atteindre les objectifs de l’État en matière de production renouvelable – 50% d’ici 2030 et 80% d’ici 2035 -, le gouvernement aura besoin de tels systèmes de stockage de longue durée. D’ailleurs, un autre projet du genre, le projet Borumba de 2 GW, est, lui, toujours en cours. Il devrait entrer en activité d’ici 2030. Lui aussi semble connaître des difficultés à respecter son budget. Son coût total avait été d’abord estimé à 6 milliards de dollars. Il serait désormais de l’ordre de 14 milliards.

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Les panneaux solaires sont un excellent moyen de produire une énergie décarbonée et les pompes à chaleur aussi. Alors pourquoi ne pas associer les deux ? C’est, à peu près, le principe des pompes à chaleur solarothermiques, qui utilisent le meilleur de ces deux modes de production d’énergie. Explications.

Le succès de la transition énergétique passera nécessairement par une optimisation de tous les instants. Cette manière de penser s’applique particulièrement aux logements et à leur rénovation énergétique. C’est notamment pour cette raison que l’isolation est si souvent mise en avant. Du côté du chauffage, les solutions se multiplient : pompes à chaleur, panneaux solaires, recours à la biomasse… Mais pour aller plus loin, pourquoi ne pas combiner plusieurs de ces solutions en une seule ? C’est un peu le principe de la pompe à chaleur solarothermique : cette solution de chauffage repose sur le fonctionnement d’une pompe à chaleur, pour laquelle on vient préchauffer l’eau à l’aide de panneaux solaires thermiques.

Des panneaux solaires thermiques associés à une pompe à chaleur

Le principe de la pompe à chaleur solarothermique est particulièrement simple. Il s’agit d’une pompe à chaleur traditionnelle air/eau. Pour en limiter la consommation, on y adjoint des panneaux solaires thermiques à eau. Ces derniers ont vocation à préchauffer l’eau grâce à l’énergie du soleil, ce qui permet de « mâcher le travail » de la pompe à chaleur qui n’aura plus qu’à réaliser le complément de chauffage. Par ce moyen, lorsque les conditions météorologiques sont favorables, la pompe à chaleur ne sert quasiment pas. En cas de mauvais temps ou pendant la nuit, la production de chauffage ou d’eau chaude reste constante, puisque la pompe à chaleur prend le relais.

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Les différents types de panneaux

Il y a principalement deux types de panneaux solaires qui peuvent être associés à une pompe à chaleur. Le plus courant est appelé capteur plan. Il est composé d’un cadre en aluminium, dont l’intérieur est noir, et d’une sous-face isolée. L’ensemble est recouvert par un vitrage. À l’intérieur, on retrouve des serpentins dans lesquels un fluide caloporteur circule. En circulant dans les serpentins, le fluide caloporteur est progressivement réchauffé. Ensuite, ce fluide caloporteur permet de réchauffer l’eau via un échangeur thermique. Ce type de panneau a cependant l’inconvénient de générer pas mal de déperditions.

Les capteurs solaires les plus performants sont les capteurs à tube sous-vide. Derrière ce terme se cachent différents types de capteurs qui ont pour principal intérêt une meilleure isolation thermique vis-à-vis de l’air ambiant grâce à une partie sous vide. Sur certains modèles, les capteurs en verre sont semblables à une ampoule sous vide, à l’intérieur de laquelle on retrouve des tuyaux en cuivre contenant le liquide caloporteur. Dans d’autres modèles, le tube en verre est, en réalité, composé de deux couches de verre entre lesquelles on retrouve du vide.

Pompe à chaleur classique ou géothermique ?

Ces panneaux solaires thermiques sont parfois suffisants pour assurer la production d’eau chaude dans des conditions idéales, souvent en été et en journée. Mais c’est quand les conditions sont moins optimales que réside tout l’intérêt des pompes à chaleur solarothermiques. Dans les conditions les plus courantes, l’eau est préchauffée grâce aux panneaux solaires thermiques. Ensuite, la pompe à chaleur vient assurer le complément de chauffage pour atteindre la température de consigne de l’eau.

Selon l’environnement et les besoins, cette pompe à chaleur peut être un modèle classique air/eau. Les pompes à chaleur air/eau ont cependant un inconvénient : plus la température descend, moins elles sont efficaces. Au-delà de – 7°C, il faudra opter pour un modèle « grand froid ».

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Quand la température a tendance à beaucoup baisser, la pompe à chaleur géothermique peut constituer la solution idéale. Si elle coûte généralement plus cher, la pompe à chaleur géothermique affiche généralement d’excellentes performances, car le sol (ou l’eau d’une nappe phréatique) est peu sensible aux variations climatiques.

En résumé, il est possible d’obtenir une installation presque sur-mesure, en fonction des caractéristiques du bâtiment à chauffer, de son environnement et du climat local.

Un équipement qui multiplie les avantages, mais qui a quelques inconvénients

Si, sur le papier, les pompes à chaleur solarothermiques ont tout pour plaire, elles ont tout de même quelques inconvénients qui freinent leur déploiement. En premier lieu, ce type d’installation prend de la place, puisqu’il faut pouvoir installer les deux modules (intérieur et extérieur) de la pompe à chaleur ainsi que les panneaux solaires. Si ce système s’intègre relativement facilement dans les constructions neuves, la tâche se complique lors d’une rénovation. Il faut pouvoir intégrer la mise en place des différents équipements, ainsi que l’ensemble de la tuyauterie associée.

Le rendement de l’installation peut également être un problème, car il sera nécessairement plus faible dans les régions les moins ensoleillées, ce qui pourrait rallonger le retour sur investissement.

Un tarif élevé, mais des aides disponibles

Pour finir, l’un des principaux défauts de ce type d’équipement concerne son prix. Il est nettement plus élevé que la moyenne, du fait d’un plus grand nombre d’équipements, mais également de travaux d’installation plus complexes, en particulier dans le cadre d’une rénovation. Pour cette raison, il sera privilégié dans les régions ensoleillées, où le retour sur investissement sera plus court.

Heureusement, certaines aides de l’État, parfois cumulables, peuvent aider à franchir le pas. On peut citer le programme FranceRenov’, qui comprend MaPrimeRenov’ et MaPrimeRenov’ Sérénité. On retrouve également les Chèques d’économie d’énergie (CEE), les aides locales ou encore les Prêts à taux zéro (PTZ). Pour bénéficier de ce type de financements, il faut systématiquement passer par un technicien certifié RGE.

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Le gouvernement souhaite encourager l’installation de pompes à chaleur dans les logements, afin de décarboner le mode de chauffage des ménages. Plusieurs dispositifs de soutien financier existent afin d’accompagner les foyers dans cet investissement. Ces aides sont-elles prolongées en 2025 ? À quels changements faut-il s’attendre ?

La pompe à chaleur (PAC) tire parti des calories présentes dans l’air, l’eau ou le sous-sol pour alimenter un circuit de chauffage, voire d’eau chaude sanitaire du logement. Sa particularité est d’être bas-carbone et peu énergivore, puisqu’elle fonctionne avec une énergie renouvelable et économique. En effet, la quantité d’énergie qu’elle consomme pour fonctionner est moins élevée que celle qu’elle délivre dans la maison. C’est la raison pour laquelle la pompe à chaleur constitue un équipement de chauffage en vogue à l’ère de la transition énergétique.

➡️MaPrimeRénov’ en 2025

MaPrimeRénov’ est un dispositif versé par l’agence nationale de l’habitat (Anah) aux ménages qui réalisent des travaux de rénovation énergétique dans leur logement. L’aide se décompose en deux volets : la « rénovation d’ampleur » qui vise les rénovations globales et le « parcours par geste » dédié aux rénovations partielles. Dans ce cadre, le remplacement d’un mode de chauffage par une PAC permet d’obtenir une aide dont le montant varie en fonction des revenus du foyer.

En 2025, MaPrimeRénov’ est reconduite. Le changement applicable dès le 1ᵉʳ janvier 2025 concerne le taux d’écrêtement de l’aide dans le cas du parcours accompagné. En pratique, les propriétaires peuvent cumuler des aides nationales et locales, dans la limite d’un certain plafond. Au-delà, un taux d’écrêtement s’applique.

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À partir de l’année prochaine, les revenus intermédiaires pourront cumuler MaPrimeRénov’ avec les aides des collectivités locales à hauteur de 80 % du coût total des travaux, contre 60 % en 2024. Pour les ménages les plus aisés, le taux passe de 40 à 50 % dès l’an prochain. Les ménages aux revenus très modestes ne verront aucun changement les concernant, puisque leur plafond est déjà fixé à 100 %. Et les ménages aux revenus modestes devraient voir leur plafond rehaussé à hauteur de 90 % contre 80 % actuellement.

Bref, il sera possible de financer une plus grande partie des travaux visant notamment au remplacement du chauffage par une PAC, en cumulant de façon plus avantageuse MaPrimeRénov’ « rénovation d’ampleur » avec les aides locales.

➡️La prime certificats d’économies d’énergie (CEE) en 2025

Versée par les fournisseurs d’énergie en contrepartie de travaux de rénovation énergétique, la prime énergie peut profiter aux ménages lors du remplacement de certains modes de chauffage par une PAC.

Le système est actuellement dans sa cinquième période (2022-2025), mais il a été fortement critiqué dans un récent rapport de la Cour des comptes publié en juillet 2024. Le dispositif serait trop complexe, les économies d’énergie seraient surestimées et le secteur donnerait lieu à une multiplication des fraudes.

Quoi qu’il en soit, à ce jour, aucune réforme n’est prévue pour l’année 2025. Il est plus probable que les pistes d’améliorations proposées par la Cour des comptes, avec notamment l’idée de viser plus précisément les ménages les plus modestes, soient appliquées pour la sixième période qui commencera en 2026. Pour l’instant, il sera donc toujours possible de bénéficier d’une prime énergie en 2025 pour l’achat d’une PAC.

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➡️ Le coup de pouce chauffage prolongé en 2025 pour la pompe à chaleur

La prime « coup de pouce chauffage » accordée dans le cadre des certificats d’économies d’énergie (CEE) consiste en une aide pour le remplacement d’une chaudière à gaz, au charbon ou au fioul par un équipement plus écologique et économique tel qu’une PAC air/eau, eau/eau ou hybride (qui combine une PAC air/eau avec une chaudière à condensation).

Le coup de pouce chauffage sera prolongé en 2025, puisqu’elle est valable pour tous les travaux engagés au plus tard le 31 décembre 2025. Le montant de l’aide dépend des revenus du foyer. En 2024, elle permet d’obtenir jusqu’à 5 000 € pour une PAC. Pour l’instant, on ignore les montants applicables pour 2025.

➡️ L’éco-prêt à taux zéro et la TVA réduite à 5,5 % en 2025

Par ailleurs, l’installation d’une PAC donne droit à un avantage fiscal : une TVA réduite à 5,5 %. Aucune modification n’est prévue en 2025 à ce sujet. Quant au prêt à taux zéro ou éco-PTZ, il sera toujours valable pour financer l’achat d’une PAC en 2025.

ℹ️ Une condition supplémentaire annoncée pour l’octroi des aides pour les PAC en 2025

Au printemps dernier, le ministre de l’Économie a annoncé que dès 2025, les aides publiques seraient réservées aux pompes à chaleur fabriquées en Europe. Cette nouveauté a pour but de protéger le marché européen de la concurrence asiatique en soutenant le développement de la filière sur le sol européen. Pour l’heure, on ne sait pas si cette proposition sera reprise par l’actuel gouvernement et dans quelles conditions.

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On a tendance à les négliger jusqu’à ce qu’elles nous laissent dans l’obscurité ! Les prises électriques, bien que souvent discrètes, jouent un rôle crucial dans notre vie quotidienne en nous permettant de nous relier en toute sécurité au réseau électrique. Dans cet article, découvrons ensemble ce qui se cache derrière ces dispositifs si pratiques.

Une invention née en 1883

Pour débuter, faisons un saut dans le passé ! Comprendre l’histoire de ces interconnexions permet de mieux saisir la raison de leur existence.  Pour cela, il faut remonter à la fin du XIXe siècle, peu de temps après l’invention de l’ampoule électrique par Thomas Edison, et vous verrez, ce détail a toute son importance.

En effet, à l’époque, l’électricité arrivait dans les foyers principalement pour l’éclairage. Pour cette raison, on utilisait les prises d’ampoules grâce à des adaptateurs appelés « bouchons de douilles » pour brancher votre équipement domestique (aspirateurs, sèche-cheveux…). Mais avec la multiplication des appareils et pour des raisons de sécurité, un système plus fiable devenait nécessaire. C’est ainsi qu’est née la première prise murale en 1883, en Angleterre, introduite par T.T. Smith. Dans les années 1920, les premiers standards pour les prises électriques ont été établis, et depuis, leur design a connu de nombreuses évolutions. 

Alors, à quoi ressemble une prise moderne ?

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Anatomie d’une prise électrique

Il est bien connu que le fonctionnement d’une prise électrique repose sur la connexion entre deux éléments. Mais de quoi s’agit-il exactement ?
D’un côté, on trouve le socle (ou embase), qui est fixé au mur, et de l’autre, la fiche, qui est un connecteur mobile généralement relié à un câble destiné à être branché. Dans le langage courant, on fait souvent l’allégorie de « prise femelle » et de « fiche mâle ». Et si vous suivez bien, quelle est la désignation du connecteur à l’extrémité d’une rallonge ? C’est en effet une fiche femelle.

Maintenant que vous maîtrisez ces termes de base, revenons à la composition de la prise, en commençant par la partie extérieure : l’armature.

Une prise est généralement composée d’une plaque de montage qui assure sa stabilité, d’un corps en plastique servant de support et d’isolant, et de contacts métalliques qui établissent la connexion entre la fiche et la prise. Ces contacts, souvent en laiton, peuvent être accompagnés d’une broche métallique pour la mise à la terre. En ce qui concerne la fixation, deux types de systèmes sont couramment utilisés : le modèle encastrable (installation avec un boîtier scellé ou placo) et le modèle en saillie (fixation directe sur le mur).

Explorons maintenant le fonctionnement de l’électrification d’une prise. Tout comme les interrupteurs, les prises ne sont que la partie visible de l’installation électrique domestique. Elles sont reliées au réseau électrique via le tableau électrique, qui répartit le courant vers les différents circuits de la maison. Chaque prise est connectée à un circuit spécifique grâce à trois fils colorés distincts, généralement situés à l’arrière du mécanisme. Ces fils correspondent aux trois bornes de la prise, également appelées contacts ou broches :

• la phase (borne L, fil généralement rouge, mais pouvant être de toute couleur autre que bleu et vert-jaune) : elle alimente en énergie l’appareil branché
• le neutre (borne N, fil bleu) : il permet au courant de retourner vers le circuit une fois l’appareil alimenté
• la terre (fil vert-jaune) : joue un rôle crucial en matière de sécurité électrique, car elle assure la protection contre les défauts d’isolement. En cas de défaillance de l’isolation d’un appareil, le courant peut s’échapper par le circuit de mise à la terre, ce qui limite le risque d’électrocution.

La configuration et le bon raccordement de ces fils garantissent un fonctionnement sûr et efficace de la prise.

Les différents formats de prises dans le monde

Le fonctionnement d’une prise électrique est donc relativement simple. Ce qui complique son utilisation, c’est la diversité des types de prises présentes dans le monde, qui se chiffre à une quinzaine et est identifiée par les lettres A à O. Pourquoi tant de variétés ? Tout simplement parce que chaque pays a fait comme bon lui semblait !

En effet, chaque nation a conçu son propre modèle en fonction de ses particularités locales plutôt que d’adopter une norme commune. Chaque pays a ainsi établi des standards adaptés à ses infrastructures (comme la fréquence et la tension) en choisissant les matériaux et configurations les plus appropriés. Cette diversité se traduit notamment par la présence éventuelle d’une mise à la terre, la capacité de puissance supportée, le niveau d’isolation des broches et les types de dispositifs de protection intégrés.

En France, les prises domestiques sont en monophasé et délivrent une tension de 230 volts avec une fréquence de 50 hertz. À noter que, dans le secteur industriel où les besoins en énergie sont accrus, les installations sont souvent en triphasé, avec des tensions allant de 400 à 600 volts pour alimenter les équipements à forte consommation.

Pour répondre aux standards nationaux, la France utilise principalement deux types de prises, toutes reconnaissables par leurs deux trous ronds de 5 mm. La prise de type C, dite Europlug, qui est adaptée aux appareils de faible puissance et compatible avec les fiches CEE 7/16. Ainsi que la prise de type E, qui, quant à elle, est dotée d’une broche pour la mise à la terre, assurant une protection supplémentaire et fonctionnant avec les fiches CEE 7/17 et CEE 7/7.

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Aujourd’hui, ces variations perdurent, car harmoniser les systèmes électriques à l’échelle mondiale serait à la fois complexe et coûteux. Heureusement, la plupart des pays ont tout de même adopté une norme nationale qui intègre les formats courants à l’échelle locale.

En France, la norme NF C 15-100 est la norme incontournable pour toutes les installations électriques à basse tension. Elle détermine notamment :

• Le nombre de prises à installer en fonction de chaque pièce (cuisine, salle de bain, salon, etc.)
• Le nombre de prises par circuit électrique dans une habitation, la section des câbles, et le type de disjoncteur à utiliser
• La hauteur à laquelle les prises doivent être installées

Avant d’entreprendre vos futurs travaux d’électrification, n’hésitez pas à consulter cette norme. Voici quelques ressources à votre disposition. [1] [2] [3].

Un petit conseil que l’on peut vous donner si vous avez l’habitude de voyager souvent, c’est de vous procurer un adaptateur universel. Vous l’amortirez très vite et n’aurez plus à vous soucier de la compatibilité de vos appareils.

La sécurité d’une prise électrique

Vous l’avez compris, la fonction principale des prises électriques est d’assurer la sécurité des utilisateurs lors de la connexion. Pour y parvenir, elles intègrent plusieurs dispositifs de sécurité, comme la mise à la terre que nous avons évoquée, qui, lorsqu’elle est couplée à une protection différentielle, aide à réduire les risques d’accidents.

Parmi ces dispositifs, on trouve fréquemment un disjoncteur, qui protège le circuit contre les surcharges et les courts-circuits en interrompant l’alimentation en cas de problème, ce qui permet de prévenir les risques d’incendie. De même, un interrupteur différentiel est présent pour surveiller les fuites de courant vers la terre, protégeant ainsi les utilisateurs contre les risques d’électrocution.

Cependant, malgré toutes ces précautions, certains dysfonctionnements peuvent encore engendrer des situations dangereuses. C’est pourquoi nous allons vous expliquer comment les détecter et les éviter. Avant que des problèmes majeurs n’apparaissent, certains signes avant-coureurs peuvent révéler une anomalie sur l’une de vos prises. Pour les repérer, fiez-vous à vos cinq sens ! En général, une prise défectueuse présente des indices clairs :

• Vue : une prise qui semble lâche ou qui bouge quand vous branchez un appareil peut indiquer un câblage défectueux ou une prise mal fixée.
• Ouïe : des sifflements ou crépitements inhabituels peuvent être le signe d’un arc électrique.
• Toucher : une chaleur anormale au niveau de la prise, même sans appareil branché, nécessite une inspection rapide.
• Odorat : une odeur de brûlé ou de plastique fondu indique souvent une surchauffe ou un problème de connexion.

Pour le goût… Il vaut mieux ne pas essayer !

Ces problèmes peuvent avoir plusieurs causes :

• Une surcharge, comme avec un branchement en cascade (explications plus bas),
• La connexion d’un appareil puisant une puissance excessive,
• Une mauvaise isolation d’un ou plusieurs fils électriques,
• Un manque d’entretien, par exemple l’accumulation de poussière dans la prise,
• Et tout simplement l’usure, influencée par la qualité du matériel et la fréquence d’utilisation.

En cas de problème avec une prise électrique, voici la procédure à suivre :

1. Coupez l’alimentation générale du logement
2. Débranchez avec précaution tous les appareils connectés, le cas échéant.
3. Contactez un électricien professionnel.

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Cette dernière étape est importante, car la nature du problème peut varier, allant d’un simple mauvais contact à la nécessité de remplacer du matériel ou d’effectuer un diagnostic complet de votre installation électrique. Par exemple, si la prise émet un bruit continu alors qu’un appareil y est branché, cela pourrait indiquer un défaut de cet équipement. À l’inverse, si la prise fait du bruit sans appareil connecté, cela pourrait signaler un problème plus grave.

Bien entendu, la nécessité de faire appel à un professionnel dépend aussi de vos connaissances en circuits électriques. En général, le coût pour remplacer une prise électrique se situe entre 100 € et 150 €. Apprendre à câbler soi-même une prise est donc intéressant. Assez simple à réaliser, cela ne vous coûtera que l’achat de la prise, soit moins d’une dizaine d’euros. Si vous souhaitez installer vous-même vos prises électriques, voici un article accompagné d’une vidéo qui vous explique les étapes et les normes importantes à respecter pour garantir votre sécurité.

Pour limiter les risques liés aux prises électriques, voici quelques bonnes pratiques :

• Choisissez du matériel de qualité : investissez dans des prises et multiprises certifiées et conformes aux normes de sécurité.
• Placement : évitez de placer des meubles trop proches des prises pour prévenir la surchauffe, et soyez attentif aux zones humides.
• Surveillez les appareils en charge : même si la plupart des appareils modernes, comme les téléphones et ordinateurs portables, intègrent des systèmes de gestion de batterie qui coupent la charge automatiquement une fois la batterie pleine, il reste préférable de ne pas laisser d’appareils branchés en continu.
• Branchement en cascade : évitez de connecter une multiprise à une rallonge, une pratique courante dans les foyers français. Cela augmente le risque d’incendie, car chaque multiprise a une puissance maximale à ne pas dépasser. En les reliant, vous accumulez la charge sur une seule multiprise, ce qui peut rapidement entraîner une surcharge.
• Vérification régulière : faites inspecter votre installation électrique tous les 10 ans environ ou après des modifications majeures pour détecter d’éventuels dysfonctionnements.

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L’ère des prises connectées

Vous l’aurez compris, les prises électriques ne sont pas seulement des points de connexion ; elles incarnent des décennies d’innovation alliant sécurité et efficacité. Aujourd’hui, avec l’essor de la domotique, notre vision de ces objets prend un nouveau tournant. Connectées au Wi-Fi, les prises nous offrent désormais la possibilité de gérer l’alimentation de nos appareils à distance. Ces innovations facilitent ainsi notre vie quotidienne, mais elles contribuent également à réaliser d’importantes économies d’énergie.

Dans le prochain volet de notre série sur l’électricité du quotidien, nous aborderons le sujet captivant des chargeurs sans fil, une technologie qui repose sur un phénomène physique fascinant : l’induction.

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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.

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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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