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

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

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

De l’énergie intermittente à l’énergie variable

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

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

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

De l’intermittence choisie à l’intermittence subie

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

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

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

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

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

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

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

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

Une dépendance majeure à la Chine

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

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

Contenir le raz de marée chinois

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

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

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a récemment publié les nouveaux tarifs et primes pour les installations photovoltaïques de puissance inférieure ou égale à 500 kWc. Ces prix concernent les installations sur bâtiments, hangars ou ombrières et s’appliqueront aux projets dont la demande de raccordement sera effectuée du 1ᵉʳ novembre 2024 au 31 janvier 2025.

En France, le soutien financier pour les installations photovoltaïques dépend de leur puissance. Pour celles qui sont montées sur des bâtiments, des hangars ou des ombrières avec une puissance inférieure à 500 kWc, il existe un tarif d’achat garanti. Cela permet aux propriétaires de vendre l’électricité produite à un prix prédéfini par l’État. Les tarifs d’achat sont révisés trimestriellement par la CRE, qui les ajuste en fonction du volume des demandes de raccordement. La dernière mise à jour des tarifs pour le trimestre 12, du 1ᵉʳ novembre 2024 au 31 janvier 2025, a déjà été annoncée le 25 octobre dernier.

Les tarifs et des primes appliqués du 1ᵉʳ novembre 2024 au 31 janvier 2025 :

Une baisse notable sur la prime à l’autoconsommation

Afin d’encourager l’autoconsommation, l’État attribue une « prime à l’autoconsommation » aux propriétaires qui installent des systèmes photovoltaïques. Selon la dernière mise à jour de la CRE, le montant de la somme a été revu à la baisse pour les installations résidentielles inférieures ou égales à 9 kWc. Concernant les systèmes de 0 à 3 kWc, la prime est désormais de 220 €/kWh, en baisse par rapport aux 260 €/kWh du dernier trimestre. Pour ceux de 3 à 9 kWc, elle est réduite de 190 à 160 €/kWh. La tendance à la baisse a été constante durant les six derniers trimestres. En mai 2023, ces primes étaient respectivement de 510 et 380 €/kWh. Toutefois, pour les installations de plus grande puissance, les primes restent inchangées depuis le trimestre 11, soit 190 €/kWh pour les installations de 9 à 36 kWc et 100 €/kWh pour celles de 36 à 100 kWc.

Une stabilité sur les prix de rachat de surplus, mais une baisse sur ceux de la vente en totalité de l’électricité

Concernant le rachat de surplus d’électricité par EDF OA, les nouveaux prix n’ont connu qu’une très légère diminution d’un trimestre à un autre. Pour les systèmes de puissance inférieure ou égale à 9 kWc, les tarifs sont passés de 12,76 à 12,69 c €/kWh, et installations de puissance inférieure ou égale à 100 kWc ont vu leur prix passer de seulement 7,65 à 7,61 c €/kWh. La stabilité s’est maintenue au cours des 18 derniers mois. Par ailleurs, avant novembre 2022, le tarif de rachat était fixe, mais depuis cette date, il est ajusté tous les trimestres en fonction de l’inflation.

Quant à la vente en totalité de l’électricité produite par les installations, la baisse des prix est également marquée, surtout dans les segments résidentiels. D’un trimestre à l’autre, le prix pour la tranche de 0 à 3 kWc est passé de 12,05 à 10,31 c €/kWh, et pour celle de 3 à 9 kWc, il a diminué 10,24 à 8,76 c €/kWh. En revanche, pour les installations plus grandes, de 9 à 500 kWc, les prix n’ont connu qu’une légère évolution.

Afin de comprendre ces tendances à la baisse, il est important de noter que ces tarifs sont calculés à partir des prix du trimestre précédent et intègrent plusieurs coefficients influents. Le coefficient Bn, par exemple, reflète la réduction à long terme des coûts associés à la filière photovoltaïque. Il y a également le coefficient Kn qui suit l’évolution de sept indices de l’Institut national de la statistique et des études économiques (Insee), ainsi que des coefficients de dégressivité, principalement ajustés suite aux décisions politiques. Pour ce nouveau trimestre, certains de ces coefficients n’ont cependant pas été pris en compte.

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L’affaire fait grand bruit depuis quelques jours. Des préfectures auraient ouvert la porte des parcs éoliens à des pratiques ésotériques douteuses, dans le cadre des autorisations environnementales indispensables au lancement des projets.

« L’affaire de la géobiologie ». Tout le monde, maintenant, en a entendu parler. Dans une vidéo postée au début de ce mois d’octobre 2024, le youtubeur d’investigation G Milgram révélait ce qu’il considère comme « une arnaque ésotérique soutenue par l’État ». Pour ceux qui ne connaissent pas ce vidéaste, précisons qu’il teste parfois la capacité des médias à vérifier, avant de les reprendre, les informations jetées sur les réseaux sociaux. Mais cette fois, l’information est belle et bien vraie.

Selon ses recherches, des préfectures imposent l’intervention de géobiologues avant de valider des projets de parcs éoliens. Et c’est un problème. « Parce que la géobiologie, c’est clairement une pseudoscience », affirme Wiktor Stoczkowski, anthropologue et directeur d’études à l’École des hautes études en sciences sociales (EHESS). Comprenez, une doctrine qui se présente comme une discipline scientifique fondée sur des études et disposant de données factuelles et de preuves. Un jargon qui fait plus vrai que nature — des « cheminées telluriques » aux « champs de torsion » en passant par les « homéostasies perturbées » —, des études mystérieuses, des chercheurs fantômes. Dans la géobiologie, tout y est.

Mais finalement, la géobiologie, c’est quoi ? « Une pratique de “haut niveau” », selon l’École française de géobiologie. Une école, il est peut-être utile de le souligner, non reconnue par l’État. Pour la Chambre d’agriculture de la Creuse, c’est une « étude qui s’intéresse à l’influence du sol et du sous-sol, mais aussi des pollutions modernes comme les courants électriques. » Et nous y voilà.

Le retour en force de la magie

« Autrefois, on appelait ça… de la magie ! Cette idée selon laquelle tout autour de nous — les humains ou les animaux, les êtres vivants ou les objets inanimés — est relié par des réseaux d’influence invisibles. Des ondes, des courants, des fluides. Peu importe le nom qu’on leur donne, l’idée est la même. Et donc tout l’art de la magie, c’était de manipuler ces influences occultes pour les rendre sympathiques ou antipathiques. Pour guérir ou pour ensorceler. C’est bien la même idée que l’on retrouve dans la géobiologie. Des courants d’eau souterrains, des réseaux telluriques, des failles géologiques sont censées avoir une influence sur les organismes vivants. Une influence bénéfique ou maléfique », décrypte pour nous Wiktor Stoczkowski qui est également l’auteur de « À la recherche d’une autre Genèse. L’anthropologie de l’“irrationnel” » (La Découverte, 2022).

Mais comment cette forme de magie du XXI^e siècle a-t-elle pu se faire une place au cœur même des protocoles d’autorisation de projets éoliens ? « Le public est généralement plus réceptif lorsqu’il se trouve dans une situation nouvelle, perçue comme angoissante », nous signale l’anthropologue de l’EHESS. Et pour certains, l’installation massive d’éoliennes dans leur environnement, ces géantes de béton, d’acier et de plastique, est pour le moins angoissante. Ils ont entendu dire que des vaches tombent malades lorsqu’elles sont installées dans leur pré. Alors ils s’inquiètent. « Les chambres d’agriculture réagissent. Les préfectures s’en mêlent. L’État, même, intervient. Or, l’administration française est à l’image de l’ensemble de la société. Beaucoup de gens croient à des théories pseudoscientifiques. Dans le corps préfectoral ou dans les Chambres d’agriculture, on trouve des gens convaincus qu’il existe des influences invisibles que l’on peut gérer en faisant appel à des gens qui se présentent comme des spécialistes de la question, des géobiologues. »

« Informer le béton pour qu’il renoue avec la vie »

À coups de baguette magique… ou plutôt d’une « antenne de Lecher » qu’il faut choisir de bonne qualité et apprendre à manipuler avec précaution, le géobiologue peut rassurer, ou parfois inquiéter, le public. Son antenne indiquerait la meilleure orientation pour les éoliennes, par exemple. Pour éviter les résonances avec le vivant, annoncent-ils. Et pour mieux faire encore, le géobiologue dit pouvoir « informer » le béton des fondations en l’éclaboussant d’une mystérieuse potion bleue préparée en lisant la Bible appelée Pneumatit. Une potion diluée à l’infini, rappelant le principe de l’homéopathie. Que tout le monde soit rassuré, la fameuse Pneumatit, une marque déposée par ailleurs, est là pour aider le béton, ainsi devenu biodynamique, à « renouer avec les processus de la vie ». Des milliers de mètres cubes ont ainsi déjà été traités en France. Et la facture est salée, cette eau colorée en bleu étant vendue 22,5 € les 125 ml, ce qui permettrait de « traiter » 1 m³ de béton. Plus de 11 000 € seraient ainsi nécessaires pour traiter les 500 m³ de béton d’une fondation d’éolienne.

Mais la paix est revenue. L’administration est satisfaite. L’ordre des architectes s’y met. Alors, de plus en plus, des questions se posent. Des rapports recommandent de reconnaître enfin le métier. Des rapports rédigés par… des géobiologues. « L’entrisme et le lobbying favorisent le développement de ces pratiques pseudoscientifiques. L’ennui, c’est qu’au milieu de tout ça, il y a des agriculteurs qui ne savent toujours pas pourquoi leurs vaches tombent malades. Il fut un temps, on leur aurait répondu qu’une sorcière leur avait jeté un sort. Mais pour savoir ce qu’il en est, il faut mener des études scientifiques : d’abord constater les faits, ensuite chercher une explication vérifiable. Une fois que le vrai problème sera identifié, nous pourrons lui chercher une solution. Toutefois, une chose est d’ores et déjà certaine, ce n’est pas la géobiologie qui apportera la réponse », affirme Wiktor Stoczkowski.

Combien d’argent public pour les sorciers ?

« Au-delà de ça, le fait que l’on destine de l’argent public — parce que les projets éoliens sont encore très largement subventionnés, NDLR — à financer une pseudoscience, c’est très préoccupant. Mais au fond, c’est dans la veine de ce que nous avons vécu pendant la crise du Covid. Un imposteur à Marseille affirme avoir trouvé un remède miracle à cette maladie qui fait peur au monde entier et sans plus y réfléchir, notre président de la République lui apporte la caution de son autorité en allant lui serrer la main. Si l’État et l’administration donnent leur caution à tous les escrocs qui promettent la lune… », commente le chercheur.

Alors que faire ? « Seule une éducation de qualité peut prémunir les gens de l’adhésion à ce genre d’idées magiques. Malheureusement, le système éducatif en France, autrefois l’un des meilleurs au monde, est désormais très dégradé. C’est d’autant plus préoccupant que la géobiologie n’est que le sommet émergé de l’iceberg. Les phénomènes similaires sont légion. Et d’ailleurs souvent liés. Il y a la biodynamie, les écoles Steiner-Waldorf, les mouvements antivax. Tout cela est très préoccupant. »

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Quand on pense accident nucléaire, on a souvent le réflexe d’évoquer les pastilles d’iode, ces comprimés que l’État distribue autour des centrales nucléaires françaises. Si elles ne protègent pas directement contre la radioactivité, elles permettent tout de même d’en limiter l’impact dans le corps. Voici comment. 

Depuis 1997, en France, des pastilles d’iode sont régulièrement distribuées dans les communes à proximité directe des centrales et grands sites nucléaires. Ils constituent l’une des premières mesures de protection de la population en cas d’accident nucléaire majeur, lorsqu’il y a un rejet d’éléments radioactifs dans l’environnement. Ces campagnes de distribution préfectorales, financées par EDF, n’ont d’abord concerné que les habitants situés dans un rayon de 10 km autour des centrales nucléaires. Depuis 2019, le rayon de distribution est passé à 20 km autour des centrales.

D’ailleurs, depuis la mi-septembre 2024, une nouvelle campagne de distribution vient de commencer avec la mise à disposition gratuite de pastilles dans les pharmacies concernées. Les habitants vivant à moins de 20 km d’un site nucléaire (centrale, site de recherche ou de stockage) peuvent aller récupérer leurs boites. Mais en quoi l’iodure de potassium peut nous protéger en cas d’accident nucléaire ?

Protéger le corps contre l’iode radioactif

En réalité, cet iode stable que l’on ingère a un rôle protecteur indirect en cas de présence de nuage radioactif. Pour mieux comprendre pourquoi, faisons un peu de biologie. Dans le corps humain, on retrouve une glande de la forme d’un papillon située à la base du cou : la thyroïde. Celle-ci joue un rôle essentiel, en synthétisant des hormones indispensables au bon fonctionnement du corps. Pour produire ces hormones, elle a besoin d’iode, un élément que l’on retrouve principalement dans l’alimentation.

Revenons à notre potentiel accident nucléaire. Celui-ci peut engendrer le rejet d’éléments radioactifs dans l’atmosphère, et en particulier d’une forme radioactive de l’iode. Sous forme de gaz, cet iode radioactif peut être inhalé et entrer facilement dans le corps. C’est là que ça se complique : la thyroïde ne sait pas faire la différence entre l’iode stable (iode 127) et l’iode radioactif (iode 131). Ainsi, en cas d’exposition, l’iode radioactif qui se trouve dans l’air peut venir se fixer sur la thyroïde à la place de l’iode stable. Ce mécanisme peut avoir de graves implications sur la santé, en particulier pour les enfants, et peut entraîner un risque accru de cancer de la thyroïde.

Pour empêcher ce phénomène, les comprimés d’iode, qui contiennent environ 1 000 fois la dose journalière d’iode normalement recommandée, permettent de venir saturer la thyroïde en iode, ce qui a pour effet d’empêcher l’iode 131 de se fixer.

Une question de timing

Pour que la prise d’iode soit réellement efficace, la gestion du timing est néanmoins particulièrement importante. Celle-ci a un effet temporaire. Pour que son effet soit maximal, les équipes d’EDF sont capables d’évaluer l’évolution et la progression du potentiel nuage radioactif pour estimer au mieux le moment idéal de la prise de pastille.

En cas d’alerte nucléaire, le gouvernement et EDF ont également mis en place une procédure à suivre pour la population. Celle-ci se résume à se mettre à l’abri, se tenir informer, et prendre de l’iode lorsqu’on en reçoit l’instruction, par ordre du préfet. D’ailleurs, lorsqu’un risque est avéré, la sirène diffuse le signal d’alerte commun à tous les types de risques, à savoir un son montant et descendant. Celui-ci se compose de 3 séquences d’1 minute et 41 secondes, diffusées à 5 secondes d’intervalle.

Pastilles d’iode : l’enjeu de leur distribution

L’intérêt de l’iode en cas d’incident nucléaire a été démontré pour la première fois dans les années 60. Dès les années 70, des scientifiques ont commencé à recommander l’administration de comprimés d’iode en cas d’accidents nucléaires. Néanmoins, la gestion des stocks de comprimés d’iode et leur distribution a souvent été problématique. Lors de la catastrophe de Tchernobyl, les autorités soviétiques avaient bien organisé une distribution d’iode à la population, mais cette distribution n’a pas été suffisamment rapide et étendue pour être réellement efficace.

Ce manque d’organisation a eu des conséquences désastreuses, puisqu’à l’issue de la catastrophe, on a détecté environ 6 500 cas de cancers de la thyroïde chez des enfants. Chez l’adulte, la thyroïde a un développement naturel très lent, ce qui limite le risque de cancer. Depuis Tchernobyl, les comprimés d’iodes ont été adoptés par de nombreux pays dans le plan de préparation aux accidents nucléaires. Lors de l’accident de Fukushima, de l’iode a ainsi été distribué à la population locale.

L’iode ne fait pas tout

Si l’iode stable permet de protéger la population de l’iode 131, elle n’est pas un rempart à la radioactivité. En cas d’accident nucléaire, les premiers gestes à suivre consistent à se mettre à l’abri dans un bâtiment en dur, de fermer portes et fenêtres ainsi que de couper la ventilation. Il est important de ne pas toucher aux objets situés dehors, et encore moins aux objets qui pourraient être touchés par la pluie. En fonction de la gravité de l’incident, une évacuation d’urgence pourrait être organisée. Dans ces situations, il est nécessaire de rester à l’abri tout en se tenant informé de la situation grâce aux médias, aux réseaux sociaux et surtout grâce à une radio à piles.

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Le fabricant de Bluetti aurait-il perdu la tête pour tenter de concurrencer Décathlon ? Pas tout à fait. Car s’il se lance dans la commercialisation de sacs-à-dos, ces derniers ont une particularité : une batterie au lithium permettant d’emmener de l’électricité partout avec soi. 

Décidément, les fabricants de batterie cherchent de plus en plus à diversifier leur gamme de produits. Après Ecoflow et son chapeau solaire, c’est au tour de Bluetti de tenter sa chance à la croisée des mondes, à mi-chemin entre le stockage d’énergie et la randonnée. Le fabricant vient de commercialiser un sac à dos équipé d’une batterie de grande capacité. La promesse qui en découle a donné son nom au sac à dos : Handsfree, ou comment transporter entre 250 et 500 Wh de batterie tout en gardant les mains libres.

On retrouve donc un sac à dos bardé de poches en tout genre, et d’attaches MOLLE (Modular Lightweight Load-carrying Equipment). À l’intérieur, son format très rectangulaire est propice à l’organisation, et semble idéal pour transporter du matériel type photo ou vidéo. Le fabricant annonce une capacité de chargement de 30 kg, et une résistance accrue aux éclaboussures.

Le sac est disponible en deux tailles, pour deux batteries différentes. Le plus petit modèle, appelé Handsfree 1, a une capacité de 42 litres, et est équipé d’une batterie de 268 Wh. Cela devrait permettre de recharger 19 fois une GoPro, ou 4 fois un ordinateur portable. Le deuxième sac de 60 litres est appelé Handsfree 2. Il est, lui, équipé d’une batterie de 512 Wh, soit presque le double de capacité. À noter que les deux batteries peuvent être rechargées grâce à des panneaux solaires optionnels.

Un usage limité par le poids

Si l’idée de ce sac à dos est bonne, il n’en comporte pas moins un inconvénient majeur : son poids. Le Bluetti HandsFree 1 est affiché à 5 kg à vide, tandis que le HandsFree 2 est annoncé à 7,5 kg. Avec un tel poids à vide, la randonnée peut vite se transformer en marche forcée, en particulier si on souhaite emporter un peu de matériel photo, ou de quoi planter la tente.

En revanche, il pourrait bien ressembler à la solution idéale pour les photographes et encore plus les vidéastes en quête de mobilité. Il permettra de recharger aisément les batteries de la caméra, du drone, ou encore de divers accessoires tels qu’un ordinateur ou de la lumière. Côté puissance, la recharge de ces appareils ne devrait pas poser de problème. En revanche, n’espérez pas alimenter des équipements un peu gourmands comme une cafetière avec le Handsfree 1. Celui-ci n’affiche que 300W de puissance. Le Handsfree 2 fait beaucoup mieux avec 750 W de puissance et un mode lift la portant temporairement à 1 200W.

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Alors que nous reculons d’une heure dans la nuit de samedi à dimanche, revenons sur l’impact de cette mesure. Initialement introduit pour consommer moins de fioul, destiné à produire de l’électricité durant le choc pétrolier de 1973-1974, l’électricité décarbonée et l’efficacité de l’éclairage rendent cette mesure presque caduque.

Ce dimanche 27 octobre 2024, la France passera à l’heure d’hiver. À 3 heures du matin, les horloges reculeront d’une heure, conformément à une pratique mise en place en 1976 après le choc pétrolier. L’objectif initial était de réduire la consommation d’énergie en profitant davantage de la lumière naturelle le soir durant l’heure d’été. Mais aujourd’hui, cette mesure a-t-elle encore un impact significatif sur nos factures d’énergie ?

En 1996, le changement d’heure aurait réduit la consommation d’électricité d’environ 1 200 GWh. L’électricité, majoritairement produite à partir de fioul dans les années 1970 en France, était très carbonée et chère. Toutefois, avec la baisse du bilan carbone français, tirée à la fois par les renouvelables et le nucléaire ainsi que par l’efficacité énergétique des systèmes d’éclairage, ces gains se sont progressivement amenuisés. En 2009, ils étaient tombés à 440 GWh, et « ces dernières années, [ces gains] s’établissent autour de 351 GWh, soit 0,07 % de la consommation annuelle d’électricité » selon l’ADEME.

Un impact insignifiant sur le chauffage et la climatisation

Le changement d’heure n’affecte quasiment pas la consommation liée au chauffage, car il dépend de la température extérieure et non de l’horaire. Le chauffage représente pourtant une part croissante de nos dépenses électriques, car les prix du gaz augmentent notamment. L’ADEME avait prévu des économies futures très limitées sur ces postes : environ 130 GWh à l’horizon 2030. Cela reste marginal par rapport aux besoins énergétiques globaux. Le Parlement européen a reconnu en 2017 que l’impact du changement d’heure sur la consommation énergétique était « marginal ». En 2019, il a voté pour sa suppression, prévue initialement en 2021. Cependant, la crise du Covid-19 a repoussé cette décision, laissant le débat en suspens.

En 2024, le changement d’heure semble de moins en moins pertinent. Les économies d’énergie qu’il permet sont très limitées face aux progrès technologiques. Toutefois, nous pourrions être tentés de penser que gagner une heure d’ensoleillement journalier permettrait de gagner une heure supplémentaire où les prix peuvent être tirés vers le bas par l’énergie solaire. En réalité, il n’en est rien, le changement d’heure n’affecte pas la production des panneaux photovoltaïques. Ce n’est pas à l’aube ou au crépuscule que les panneaux solaires produisent le plus d’électricité, mais plutôt autour de midi, lorsque le soleil est à son zénith. En outre, la production d’électricité solaire diminue en hiver, avec une baisse d’environ trois fois par rapport à l’été, et cette réduction ne sera pas atténuée par le changement d’heure.

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Un contrat de fourniture d’électricité assez particulier vient d’apparaître sur le marché dans le plus grand des silences. Réservé aux véhicules électriques capables d’injecter du courant dans le réseau public, il pourrait bien préfigurer un chamboulement des types d’offres d’électricité.

Imaginez un monde où votre fournisseur d’électricité vous paierait pour que vous laissiez votre voiture branchée le plus longtemps possible. Ce monde est en train de devenir réalité, puisque c’est d’ores et déjà ce que propose l’entreprise Mobilize avec son contrat Mobilize Power. Pour profiter de ce contrat, le premier du genre en France, il faudra d’abord sortir le portefeuille pour installer une borne de recharge Mobilize Powerbox Verso, et choisir entre une Renault 5 E-Tech ou une Alpine A290, pour l’instant.

Sous réserve d’avoir ces deux éléments, Mobilize propose un contrat annoncé comme 22 % moins cher que le TRV (0,2018 €/kWh), avec lequel il est possible d’accumuler des « V2G Hours ». Ces heures durant lesquelles le véhicule est branché et injecte du courant dans le réseau public, sont ensuite comptabilisées, puis créditées en euros sur la facture d’électricité pour la faire baisser. Si le montant de ces crédits n’a pas été communiqué par Mobilize, les promesses sont à priori intéressantes.

Le V2G, une technologie destinée à améliorer la stabilité du réseau

À travers ce contrat, l’ambition de Mobilize est simple : exploiter la grande capacité de stockage des batteries de voitures électriques pour vendre le courant qu’elles contiennent au réseau, lorsque sa valeur est la plus élevée. Si l’intérêt est financier pour Mobilize, il n’en est pas moins très intéressant d’un point de vue gestion de réseau. En effet, cette solution pourrait favoriser la stabilisation du réseau en permettant l’injection de courant lors des moments où la demande en électricité est la plus élevée, sans faire appel à des moyens de production carbonés (centrales au gaz, fioul et charbon).

Si la technologie est encore quasi inexistante en France, il y a de grandes chances qu’elle commence à se démocratiser dans les années à venir, en partie grâce au lancement de la Renault 5 E-Tech. D’ailleurs, les voitures ne sont pas les seules concernées. Au Royaume-Uni, une expérimentation a été réalisée par Veolia pour équiper des véhicules de collecte de déchets de la technologie V2G. Cela fait d’autant plus sens que ce type de véhicule n’est généralement pas utilisé lors des pics de consommation.

Une convergence logique entre mobilité électrique et fournisseurs d’énergie ?

La technologie V2G semble bel et bien sur le point de se développer en France et dans le monde, et elle pourrait entraîner un rapprochement entre le secteur de la mobilité et celui des fournisseurs d’énergie. La marque Mobilize en est l’exemple parfait. Filiale du groupe Renault, celle-ci propose à la fois des véhicules de mobilité comme la Mobilize Duo, tout en développant des réseaux de recharge rapide, ou en proposant des contrats de fourniture d’électricité. D’ailleurs, Tesla a une approche similaire en proposant des véhicules électriques, mais également son propre réseau de recharge ainsi que des systèmes de production d’électricité comme les tuiles solaires, ou des systèmes de stockage à domicile comme les Powerwall.

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Le solaire flottant est une technologie émergente dont les réels impacts sur l’environnement restent mal connus. De récentes études apportent cependant un éclairage assez optimiste à ce sujet. Selon les auteurs, l’installation de panneaux solaires flottants aurait un faible impact sur la qualité des eaux. Plus intéressant encore, dans certaines conditions, la présence de ces systèmes pourrait même s’avérer bénéfique pour la santé des lacs.

Toujours plus présents, les panneaux photovoltaïques se déploient sur tous les espaces, pourvu que le soleil puisse y briller : sur les toits, les balcons, les parkings, les terrains abandonnés et même les routes. Toutefois, lorsqu’il s’agit de projets d’envergure, la disponibilité de l’espace adéquat peut rapidement devenir problématique. Dans de nombreuses régions, les terrains adaptés sont soit rares, soit excessivement onéreux. Dans certains cas, les opérateurs subissent des oppositions locales, les projets pouvant susciter des conflits d’usage des sols. Le contexte favorise l’adoption d’une autre solution alternative : les installations flottantes. Outre le fait de pallier le manque de ressources foncières, celles-ci peuvent également améliorer l’efficacité des panneaux grâce au refroidissement naturel offert par l’eau. De plus, comme l’ont déjà prouvé de nombreuses études, elles limitent l’évaporation de l’eau.

Mais évidemment, la technologie n’émerge pas sans ses lots de conséquences. Spécialisée dans le développement de parcs solaires et éoliens, la société BayWa.re étudie depuis quelques années les impacts de ces systèmes sur les milieux aquatiques et la potabilité de l’eau, et a récemment publié un document abordant de nombreux points importants autour de ces enjeux.

Des effets mineurs sur la qualité de l’eau

Afin de cerner les impacts potentiels des panneaux solaires flottants sur la qualité des eaux, BayWa.re a commandé une série d’études approfondies. Ces recherches ont principalement été réalisées aux Pays-Bas sur divers lacs, avec des taux de couverture des panneaux allant de 26 % à 48 %. L’analyse s’est focalisée sur plusieurs paramètres importants :

• la stratification de l’eau, c’est-à-dire la formation de différentes couches d’eau en fonction de leur température ou de leur salinité,
• la température de l’eau, ayant une influence sur les différents processus biologiques marins, et sur le développement des espèces piscicoles,
• le taux d’oxygène dissous, qui peut être un indicateur de la pollution de l’eau,
• la conductivité électrique de l’eau, donnant également un aperçu sur la salinité de l’eau et la présence de polluants,
• et la turbidité (ou la clarté) de l’eau.

Les études ont comparé l’eau située directement sous les panneaux à celle des zones libres de couverture. Les résultats indiquent que la présence des panneaux solaires flottants n’altère que légèrement la qualité de l’eau. Par ailleurs, les mesures sont restées dans les normes acceptables malgré certains changements.

Des impacts sur la prolifération des algues ?

Les algues jouent un rôle important dans l’équilibre des écosystèmes aquatiques, mais leur croissance excessive peut se transformer en menace écologique. En effet, une prolifération d’algues peut entraîner des floraisons algales, des phénomènes lors desquels des toxines nocives pour la faune, la flore aquatique et même pour les humains sont libérées.

Une étude récente conduite au Chili, mentionnée dans le rapport de BayWa.re, s’est penchée sur les répercussions d’un système photovoltaïque flottant sur la croissance des algues. D’après les résultats, les installations impacteraient le processus de photosynthèse de ces végétaux en obstruant la lumière du soleil.

Pour les lacs de petite ou moyenne taille, une centrale solaire flottante pourrait ainsi limiter la prolifération des algues. Pour les bassins plus étendus, le taux de couverture des panneaux solaires influe largement sur les résultats : au-delà de 60 % de couverture, les algues pourraient complètement disparaître — un scénario potentiellement dévastateur pour l’équilibre écologique des plans d’eau. L’étude recommande ainsi un taux de 40 % à 60 % pour maintenir la croissance algale à un niveau acceptable sans nuire à l’écosystème pour un grand lac.

Les installations sur les réservoirs d’eau potable sont-elles risquées ?

La sélection des matériaux est essentielle lors de l’installation de systèmes solaires flottants, en particulier sur des réservoirs d’eau potable où le risque de contamination par des substances nocives doit être réduit à néant. Dans ce contexte, l’entreprise BayWa.re, par exemple, remplace l’huile synthétique traditionnellement utilisée dans les transformateurs par du fluide FR3 biodégradable. Ce dernier est nettement moins polluant en cas de fuite. De plus, chaque transformateur est conçu avec un réservoir de collecte scellé pour capturer tout fluide qui s’en échapperait.

Concernant les composants plastiques, l’entreprise préconise l’utilisation de matériaux résistants aux longues expositions solaires afin de minimiser les risques de dégradation et de contamination de l’eau. Ces matériaux doivent également être non inflammables et capables de résister à des températures élevées, afin de prévenir tout risque de fusion en cas d’incendie (ce qui pourrait compromettre la qualité de l’eau).

Une mauvaise sélection des matériaux pourrait donc avoir des conséquences significatives sur la qualité de l’eau, bien que le document n’ait pas fourni des détails concernant ce point. Cependant, le rapport apporte également des nouvelles plus rassurantes quant à l’impact de ces installations sur les microorganismes aquatiques. En effet, une étude menée sur le réservoir d’eau potable de Kralingen, aux Pays-Bas, démontre que les installations flottantes n’affectent pas la population microbienne de l’eau.

Les études confirment que les réserves d’eau potable peuvent être utilisées de manière sûre comme sites de production solaire, selon BayWa.re. « Le résultat de ces études permet de rassurer tout le monde. Les réserves d’eau potable peuvent accueillir des parcs solaires flottants sans détériorer la qualité de l’eau ni la rendre impropre à la consommation », souligne l’entreprise dans son communiqué.

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Dans le monde, il y a de plus en plus de capacités de production d’électricité solaire. Bientôt suffisamment pour répondre à la hausse de la demande. Mais pour rester dans les limites de l’accord de Paris sur le climat, nous aurons besoin d’autres sources bas-carbone et d’un déploiement encore plus rapide.

Il y a eu l’âge de pierre et puis l’âge du bronze. L’âge du fer, ensuite. Désormais, les experts de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) estiment que nous sommes entrés dans celui qu’ils appellent l’âge de l’électricité. Ils détaillent, dans le dernier World Energy Outlook (WEO), comment ils en sont arrivés à cette conclusion.

D’abord, parce que la demande en électricité explose. Selon l’AIE, chaque année, c’est « l’équivalent de la consommation d’électricité des dix plus grandes villes de la planète qui s’ajoute à la demande mondiale ». Résultat, la demande en électricité devrait augmenter 6 fois plus rapidement que la demande en énergie en général d’ici 2035. Pour comparaison, elle n’a augmenté que 2 fois plus vite depuis 2010. Et l’AIE estime qu’elle augmentera déjà de 1 700 térawattheures (TWh) d’ici 2030. C’est 5 % de plus que l’estimation du World Energy Outlook de l’année dernière. Le résultat, notamment, de l’adoption plus rapide que prévu des véhicules électriques et d’une activité industrielle fortement mobilisée pour la fabrication… de technologies propres.

De plus en plus d’électricité solaire

La nouvelle est seulement bonne — pour notre climat en tout cas — si ce surplus d’électricité peut être produit à partir de sources bas-carbone. Et l’AIE note qu’il y a désormais 40 fois plus de puissance solaire installée dans le monde qu’en 2010 et 6 fois plus d’éolien. En 2023, une capacité record de ces renouvelables a même été installée : 560 gigawatts (GW). Cependant, cela restait, jusqu’ici, insuffisant pour répondre à la demande croissante en électricité. Alors que les énergies fossiles ont continué de progresser, elles aussi. Mais, leurs jours semblent désormais comptés.

Notamment grâce à l’essor de l’électricité solaire – désormais généralement moins chère que ses cousines fossiles. Les données de l’AIE montrent en effet que le photovoltaïque devrait être multiplié par 4 d’ici 2030. Et encore par 9 à l’horizon 2050. Les productions solaires dépasseront ainsi le nucléaire, l’hydraulique et l’éolien dès 2026, le gaz en 2031, et enfin le charbon d’ici 2033. Le photovoltaïque sera alors la première source d’électricité au monde. Il contribuera ainsi pour une part significative au recul de la production au charbon. L’AIE estime d’ailleurs que celle-ci reculera de 13 % d’ici 2030 et de 34 % d’ici 2035.

Peut-être plus intéressants encore, les chiffres présentés par les experts. En 2050, ils voient la capacité solaire passer à 16 000 GW. Soit 10 fois plus qu’en 2023. Ce n’est pas moins de 30 % de plus que ce qui était annoncé… l’année dernière seulement.

Diversifier les sources bas-carbone

Le rapport souligne malgré tout la nécessité de « disposer d’un large éventail de sources d’énergie bas carbone ». Comprenez du solaire et de l’éolien, mais aussi de l’hydraulique, des bioénergies et du nucléaire. Le regain d’intérêt pour ce dernier devrait d’ailleurs permettre aux sources bas-carbone de produire plus de la moitié de l’électricité mondiale d’ici 2030. Le rapport insiste aussi sur la nécessité d’investir également dans les réseaux électriques et les capacités de stockage.

Ainsi, l’électricité pourrait compter pour 24 % de l’énergie consommée dès 2030 et pour 32 % dès 2050. C’est 50 % de plus qu’aujourd’hui. La Chine, championne du monde de l’installation de capacités renouvelables, consomme déjà 26 % de son énergie sous forme d’électricité et elle pourrait atteindre les 45 % en 2050.

Résultat, le charbon, le pétrole et le gaz devraient bientôt atteindre leur pic d’utilisation. Dès 2025 pour le premier, mais en tout cas avant 2030 pour les deux autres. L’explosion des achats de voitures électriques en Chine, par exemple, ralentit d’ores et déjà la croissance de la demande en pétrole dans le monde. D’ici 2030, ce sont 6 millions de barils de pétrole qui devraient ainsi être remplacés chaque jour. Le WEO 2023 misait encore seulement sur 4 millions.

Aller plus vite pour respecter l’accord de Paris sur le climat

Tout cela ne semble toutefois pas encore suffisant pour nous ramener sur une trajectoire de réchauffement climatique « bien en dessous » des 2 °C évoquée par l’accord de Paris sur le climat. Même si nos émissions de dioxyde de carbone (CO₂) devraient, elles aussi, enfin atteindre bientôt un pic. Possiblement dès 2025. L’AIE entrevoit une réduction de 4 % de nos émissions d’ici 2030. Alors que pour être en ligne avec l’objectif de l’accord de Paris, elles devraient reculer, à la même échéance, de… 33 % !

Ainsi notre monde a-t-il « la nécessité d’aller beaucoup plus vite » en matière d’énergie solaire, d’énergie éolienne, de nucléaire, de véhicules électriques, de pompes à chaleur, d’hydrogène bas-carbone et de captage et de stockage du carbone. Mais les experts de l’AIE l’assurent, « nous avons la capacité de le faire ».

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L’Union européenne (UE) peine à cesser l’importation du gaz naturel liquéfié russe. Elle verse encore 2 milliards d’euros par mois à Moscou pour sa consommation intérieure. Le volume importé depuis la Russie dépasse même celui en provenance des Etats-Unis.

L’UE peine à réduire sa dépendance au gaz russe, malgré les engagements pris après l’invasion de l’Ukraine en 2022. Un récent document de la Commission européenne, obtenu par le journal Contexte, révèle que l’Union européenne (UE) verse encore 2 milliards d’euros par mois à Moscou pour l’énergie, et que les importations de gaz russe pourraient même augmenter en 2024.

Cette situation montre la complexité de sortir de cette dépendance énergétique, alors que, malgré les sanctions et les efforts pour diversifier les sources, l’UE a importé en 2023 pas moins de 43 milliards de mètres cubes de gaz russe. Les deux milliards d’euros versés mensuellement à Moscou restent bien inférieurs aux 5 à 8 milliards d’euros mensuels versés avant la guerre, mais il reste significatif. Pendant la crise énergétique de 2022, les montants avaient même atteint plus de 10 milliards d’euros par mois. La Commission européenne, consciente de ces enjeux, prépare un plan d’action pour le premier semestre 2025 visant à sortir des énergies russes, y compris la chaîne d’approvisionnement du nucléaire dont l’industrie européenne est partiellement dépendante, dans le cadre de la stratégie menée par le futur commissaire à l’Énergie, Dan Jørgensen.

Des contrats long-termes et une dépendance difficile à briser

Certains États membres, comme l’Autriche, la Hongrie et la Slovaquie, se trouvent particulièrement exposés, en raison de contrats à long terme signés avec les fournisseurs russes. Ces contrats contraignants rendent difficile une rupture rapide, contrairement aux contrats pour le gaz naturel liquéfié (GNL) provenant des États-Unis, qui dépendent davantage des fluctuations du marché. Résultat, même si la Norvège est devenue le principal fournisseur de gaz liquéfié de l’UE, avec 23,9 milliards de mètres cubes livrés au deuxième trimestre 2024, la Russie continue de jouer un rôle prépondérant.

Pour la première fois en près de deux ans, les importations européennes de gaz russe ont même surpassé celles en provenance des États-Unis, atteignant 12,8 milliards de mètres cubes contre 12,2 milliards de mètres cubes pour le gaz américain au cours de la même période. Un constat révélateur des difficultés de l’UE à totalement tourner la page du gaz russe, notamment en raison des infrastructures et des contrats existants.

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Introduite dans le projet de loi de finances 2025, une solution au remplacement du dispositif d’Accès Régulé au Nucléaire Historique (ARENH) a surpris les députés. Cruciale pour le financement des futurs réacteurs nucléaires EPR2 et la décarbonation des industriels… zoom sur la piste envisagée par le gouvernement.

Le gouvernement a récemment introduit, dans le projet de loi de finances pour 2025, une mesure capitale pour l’avenir du nucléaire français. Cette réforme, destinée à remplacer le mécanisme de l’ARENH, semble essentielle pour la prospérité d’EDF et la transition énergétique de la France. Toutefois, la manière dont cette mesure a été révélée et son contenu soulèvent des questions parmi les parlementaires et les acteurs de l’énergie.

Le dispositif post-ARENH : une solution attendue pour EDF

Depuis sa création en 2011, l’ARENH a obligé EDF à vendre une partie de sa production nucléaire à des prix très inférieurs à ceux du marché, aux alentours de 42 euros le mégawattheure. Bien que ce mécanisme ait permis de contenir les prix de l’électricité pour les consommateurs, il a aussi grevé les finances de l’énergéticien historique, déjà sous pression avec des investissements colossaux nécessaires pour moderniser le parc nucléaire et construire de nouveaux réacteurs. Avec l’arrivée à échéance de l’ARENH en 2025, un nouveau système devait voir le jour.

Après des mois de négociations entre Bercy et EDF, un compromis a été trouvé fin 2023. Ce dernier repose sur deux volets : d’une part, EDF pourra conclure des contrats de long terme avec de gros consommateurs d’électricité, détachant ainsi ses prix du marché de l’électricité. D’autre part, pour les autres consommateurs, un tarif fixe sera établi. Si les prix du marché excèdent ce seuil, l’État prélèvera une part des bénéfices d’EDF, allant de 50 % à 90 % selon le niveau des prix. Ce dispositif est pensé pour mieux aligner le système sur la réalité des coûts de production nucléaire.

Une introduction controversée

Malgré l’importance du mécanisme, la manière dont il a été inclus dans le projet de loi de finances a surpris. Les parlementaires, même ceux attentifs aux questions énergétiques, ont découvert cette mesure en toute fin de nuit, dans un texte volumineux de plus de 37 pages. Une surprise qui n’a pas manqué de provoquer des réactions, tant l’impact de cette réforme est stratégique pour l’avenir énergétique de la France.

Bien que le gouvernement justifie cette inclusion dans le budget par la création d’une nouvelle taxe, la précipitation avec laquelle cette mesure a été présentée inquiète. Certains députés, à l’instar de Raphaël Schellenberger (LR), redoutent que l’État n’utilise les revenus supplémentaires d’EDF pour financer d’autres secteurs plutôt que pour permettre à l’énergéticien d’investir dans son propre développement. Le Rassemblement National, quant à lui, s’oppose à la mesure et a déposé un amendement pour sa suppression, réclamant un débat parlementaire plus approfondi sur un enjeu aussi crucial.

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Les panneaux solaires installés en toiture sont un atout pour la transition énergétique. Sauf s’ils se mettent à faire grimper les températures de nos villes. Mais les scientifiques ont déjà des solutions pour l’éviter.

Les études scientifiques visant à comprendre les effets des panneaux photovoltaïques sur la température du sol se multiplient. Elles doivent encore être améliorées pour donner des résultats fiables. Car elles sont importantes pour évaluer le véritable impact sur l’environnement des installations solaires. Et prendre les mesures qui s’imposent pour le limiter.

Le photovoltaïque de toiture fait grimper les températures de nos villes

Aujourd’hui, des chercheurs de l’université de Calcutta (Inde) et de l’université de Nouvelle-Galles du Sud (Australie) publient de nouveaux résultats en la matière. Les chercheurs se sont intéressés à l’effet sur la température de nos villes de l’installation de panneaux solaires en toiture. Leur modélisation montre d’une part que, dans un scénario de couverture complète, la température urbaine pourrait augmenter pendant la journée jusqu’à 1,5 °C pendant les périodes les plus chaudes de l’été. Et d’autre part, qu’elle pourrait diminuer jusqu’à 0,6 °C pendant la nuit.

Les chercheurs ont travaillé sur 5 grandes villes : Calcutta (Inde), Sydney (Australie), Austin (États-Unis), Athènes (Grèce) et Bruxelles (Belgique). Et ils ont mis à jour une corrélation linéaire entre l’augmentation de la température et le pourcentage de toits couverts de panneaux photovoltaïques. Un comble, pour une ville comme Sydney notamment, où 40 % de l’électricité photovoltaïque produite sert à alimenter… la climatisation !

Pour expliquer le phénomène, les chercheurs invoquent à la fois le flux d’air et l’albédo plus faible des panneaux photovoltaïques qui ont donc plus tendance à absorber la chaleur. Pendant la nuit, le transfert de chaleur par rayonnement fait que la température de surface des panneaux solaires est inférieure à la température ambiante. L’avantage est de taille dans un contexte de réchauffement climatique anthropique qui promet à nos villes, des nuits étouffantes.

Des solutions pour éviter une hausse des températures urbaines

Les chercheurs notent que l’effet de l’augmentation de la température pendant la journée peut être en partie compensé par d’autres phénomènes que leur modélisation a révélés. Des vitesses de vent plus élevées et la pénétration des brises marines côtières plus à l’intérieur des terres, par exemple. Ainsi que, cerise sur le gâteau, la dilution des polluants de l’air.

Loin de condamner l’idée d’utiliser les panneaux photovoltaïques comme moyen de transition, les chercheurs proposent plutôt des solutions qui permettent d’atténuer leurs effets négatifs pendant la journée tout en conservant leurs avantages pendant la nuit. Ils parlent notamment de systèmes hybrides qui intègrent des panneaux photovoltaïques et une solution de collecte thermique — des tuyaux placés à l’arrière des panneaux — pour produire de l’eau chaude grâce à l’excès de chaleur tout à faisant baisser la température des panneaux. Autres options : les matériaux hautement réfléchissants qui aideraient à renvoyer la chaleur ou encore la végétalisation des toits. Les deux peuvent en plus augmenter la capacité de production solaire de 6 à 7 %.

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Giga Storage Belgium, filiale de la société néerlandaise Giga Storage, est sur le point de construire le plus grand système de stockage par batteries d’Europe continentale.

Le projet « Green Turtle », implanté dans la zone industrielle de Rotem à Dilsen-Stokkem, au nord-est de la Belgique, prévoit une capacité de batterie de 700 mégawatts (MW) et 2 800 mégawattheures (MWh), soit une augmentation par rapport aux prévisions initiales (600 MW, 2 400 MWh). Cette infrastructure colossale devrait répondre à la consommation annuelle moyenne de 385 000 foyers.

Un site stratégique : une ancienne usine

Le site choisi pour « Green Turtle » n’est pas anodin. Il se situe à proximité de la nouvelle sous-station à haute tension de 380 kilovolts (kV) de l’opérateur de réseau belge Elia. Historiquement, cette zone abritait une usine de zinc, mais une réaffectation industrielle a permis à Giga Storage d’acquérir le terrain et de développer ce projet crucial.

En effet, le stockage d’énergie est l’un des défis majeurs de la transition énergétique. L’objectif est de mieux utiliser l’énergie solaire et éolienne en capturant l’excédent de production pour le restituer lors des périodes de forte demande. Cela permet de réduire la dépendance aux centrales à gaz, essentielles à la décarbonation du secteur énergétique belge et européen.

Un consortium belgo-suédois à l’œuvre

Le projet, dont les travaux devraient débuter en 2025 pour s’achever en 2028, est porté par une série d’entreprises. Les entreprises belges Stadsbader Contractors et Tractebel, ainsi que la société suédoise Sweco, se chargeront respectivement de la construction, du soutien technique et de la planification. Ces collaborations témoignent de l’ampleur et de la complexité du projet, qui sera un des fers de lance de la stratégie européenne de stockage d’énergie.

« Cet accord avec les entrepreneurs est une étape essentielle », souligne Joeri Siborgs, directeur général de Giga Storage Belgium, auprès de pv magazine. « Il s’agit d’un projet phare, non seulement pour la Belgique, mais aussi pour l’ensemble de l’Europe. L’accès à de grands systèmes de stockage est une condition sine qua non pour une transition énergétique réussie. »

D’autres projets de batteries en Europe

L’ambition de Giga Storage ne se limite pas à « Green Turtle ». L’entreprise vise à déployer 5 GW de projets de stockage à l’échelle européenne d’ici 2030. Avec des projets en cours aux Pays-Bas, notamment le BESS (système de stockage d’énergie par batteries) de 300 MW dans la région de Delfzijl, et d’autres initiatives à venir dans divers pays, Giga Storage entend se positionner en leader d’implantation de batteries.

Selon le PDG de l’entreprise, Ruud Nijs, ce type de projet est indispensable pour stabiliser les prix de l’énergie et réduire la dépendance aux importations de combustibles fossiles. Les infrastructures de stockage d’envergure, telles que « Green Turtle », sont donc des éléments stratégiques pour une gestion optimale des énergies renouvelables, tout en assurant la résilience des réseaux face aux fluctuations de la production. Le projet belge marque une étape importante dans cette trajectoire. Avec ses 700 MW de puissance et 2,8 GWh de capacité, il s’agira de la plus grande batterie d’Europe.

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Le gouvernement français s’apprête à modifier en profondeur le dispositif du chèque énergie, une aide précieuse pour les ménages les plus modestes. Il ne sera plus versé automatiquement, dans l’espoir que les demandes baissent.

Actuellement, 5,6 millions de Français bénéficient du chèque énergie, un soutien instauré en 2018 pour alléger les factures énergétiques des foyers en situation de précarité. Cependant, à partir de 2025, le versement de cette aide ne sera plus automatique. Selon Mediapart, cette réforme pourrait permettre à l’État de réaliser une économie d’environ un milliard d’euros.

Les plus modestes pénalisés

Jusqu’à présent, le chèque énergie était envoyé automatiquement aux bénéficiaires identifiés par l’administration fiscale grâce à la taxe d’habitation et aux déclarations de revenus. Ce système évitait un phénomène de non-recours massif. En effet, selon Mediapart, entre 75 et 85 % des chèques étaient effectivement utilisés, un taux très élevé pour ce type d’aide. Mais avec la suppression de la taxe d’habitation, Bercy a dû repenser les modalités de distribution. Désormais, les ménages devront remplir une demande en ligne et fournir leur numéro fiscal, une copie de leur pièce d’identité et une facture d’énergie. Ce changement administratif risque d’accroître le non-recours.

Comme l’explique Hélène Denise auprès de Mediapart, chargée de plaidoyer à la Fondation Abbé Pierre, « le taux de non-recours sera énorme ! ». En 2023, déjà, lors d’une première tentative de modification du dispositif, seulement 32 000 nouveaux bénéficiaires ont pu obtenir le chèque sur un million de ménages potentiels. Le gouvernement avait sous-estimé les effets du passage à une procédure non automatique.

Des économies sur le dos des plus fragiles

Cette réforme est perçue par de nombreux acteurs comme une manière d’économiser sur le dos des plus vulnérables. Claire Lejeune, députée de La France Insoumise, critique vivement cette décision : « il nous semble que c’est une manière très sale de faire des économies ». Elle souligne que dans les cas où le versement des aides n’est pas automatique, comme pour les chèques fioul ou bois, le taux de recours chute à 20 % seulement​.

Alors que la précarité énergétique touche près de 6 millions de Français, ce type de réforme pourrait aggraver une situation déjà alarmante. En 2023, plus d’un million d’interventions pour impayés ont été recensées, un record selon le médiateur de l’énergie. En 2024, avec la flambée des prix de l’énergie, les associations avaient déjà alerté sur l’insuffisance du montant du chèque, qui oscille entre 48 et 277 euros.  Pour Hélène Denise, ce n’est pas aux ménages les plus pauvres de payer pour les failles administratives : « Ils préfèrent mettre à terre tout le dispositif plutôt que de risquer de verser deux fois un chèque au même foyer ».

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Après la liquidation judiciaire de l’entreprise Sabella en début d’année, l’avenir de son hydrolienne restait incertain. L’installation qui alimente l’île d’Ouessant en énergie renouvelable sera finalement reprise par une entreprise britannique.

L’hydrolienne Sabella D10 est le premier équipement de ce type à avoir injecté du courant sur le réseau électrique français. Installée en 2015 dans le passage de Fromveur en Bretagne, à 55 mètres de profondeur, elle avait été sortie de l’eau en 2020 pour des travaux qui ont duré deux ans. Depuis 2022, elle a été remise à l’eau pour fournir à nouveau de l’énergie renouvelable à l’île d’Ouessant. L’an dernier, du 28 septembre au 2 octobre, l’hydrolienne avait même battu des records de production en raison des grandes marées. À cette occasion, elle avait couvert 25 % du mix électrique de l’île, avec un pic de puissance instantanée qui avait permis de couvrir la moitié des besoins de l’île.

Son concepteur en faillite, l’hydrolienne géante de l’île d’Ouessant a finalement trouvé un repreneur

Une petite entreprise britannique reprend l’exploitation

Mais fin 2023, l’entreprise Sabella a été placée en redressement judiciaire puis en liquidation judiciaire, en raison de difficultés financières. L’hydrolienne avait donc été mise en vente. Un groupe américain avait un temps été pressenti pour reprendre l’installation. Finalement, c’est une PME britannique qui a obtenu l’autorisation d’exploiter l’hydrolienne jusqu’en août 2028.

Déjà basée en France avec une filiale située à Rennes, l’entreprise britannique Inyanga Marine Energy montre ainsi sa volonté de se positionner sur les appels d’offres à venir en France dans le secteur de l’hydrolien. Cette reprise est une bonne nouvelle pour l’île d’Ouessant qui continuera à être alimentée en énergie renouvelable grâce à cette installation. Mais cela montre tout de même la fragilité du secteur hydrolien en France. Selon le président de Sabella, l’entreprise a souffert d’un manque de cadre réglementaire qui a compliqué son développement.

L’entreprise britannique a des ambitions internationales dans le secteur de l’énergie marémotrice. Elle a remporté un appel d’offres pour un projet de 10 MW au Pays de Galles et participe à la construction d’une ferme hydrolienne aux Philippines. En France, le projet Flowatt situé au large de la Normandie est toujours d’actualité pour devenir la ferme hydrolienne la plus puissante du monde. Porté par HydroQuest et l’énergéticien Qair, le projet devrait entrer en service à partir de 2026.

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Le gouvernement français a dévoilé les nouvelles zones où seront installés les prochains parcs éoliens en mer. Alors que la part de l’éolien offshore dans le mix énergétique doit considérablement augmenter d’ici 2050, cette première étape de planification est bienvenue sous certaines réserves. Elle fait la part belle aux éoliennes offshore.

La France accélère enfin le développement de son éolien en mer, elle qui a longtemps été à la traîne par rapport à ses voisins européens. Alors que le premier parc offshore à grande échelle n’a été inauguré qu’en 2022 à Saint-Nazaire, le gouvernement affiche désormais des ambitions bien plus grandes. Avec la publication, le 18 octobre 2024, d’une carte désignant quatorze zones maritimes prioritaires pour l’installation de parcs éoliens d’ici 2035 et 2050.

Le développement de l’éolien en mer doit en effet permettre de répondre à l’objectif de 45 GW de capacités installées d’ici 2050, contre seulement 1,5 GW aujourd’hui. À terme, il devrait représenter 20 % de la production française d’électricité.

Lancement du giga-appel d’offres : un tournant pour la filière

L’une des étapes majeures de cette feuille de route est le lancement, prévu fin 2024 ou début 2025, d’un appel d’offres inédit en France : le giga-appel d’offres de 10 GW (nommé AO10). Cette démarche doit marquer un changement de méthode pour le gouvernement, qui a jusque-là distillé les projets de manière progressive. « Ce sera le plus gros appel d’offres jamais lancé en France, on est dans la bonne maille par rapport à ce qui se fait au niveau européen », se réjouit Michel Gioria, délégué général de France renouvelables, dans Le Monde​.

L’attribution de ces projets, prévue pour l’automne 2026, concerne des installations dans plusieurs régions maritimes. Voici la liste des nouveaux parcs prévus :

Zone Manche (posé, 4 GW)

• Fécamp Grand Large
• Roches Douvres
• Albâtre Grand Large
• Picard Opale

Zone Bretagne (flottant, 2 GW)

• Bretagne Nord Ouest
• Bretagne Nord Est
• Bretagne Grand Large
• Centre Atlantique Grand Large

Zone Golfe de Gascogne (flottant, 1,2 GW)

• Golfe de Gascogne Sud
• Golfe de Gascogne Nord
• Golfe de Gascogne Ouest

Zone Golfe du Lion (flottant, 2 GW)

• Golfe du Lion Est
• Golfe du Lion Ouest
• Golfe du Lion Centre

Une part importante de ces nouvelles installations concerne l’éolien flottant, une technologie innovante, mais plus coûteuse et complexe à déployer que l’éolien posé.

Le choix de l’éolien flottant : opportunité ou contrainte ?

La décision du gouvernement de privilégier l’éolien flottant au détriment de l’éolien posé a suscité des réactions contrastées. Cette technologie permet de placer les éoliennes loin des côtes, à plus de 20 km du rivage, afin de minimiser l’impact visuel. L’éolien flottant est plus accepté par les élus et les usagers de la mer, car il s’éloigne des côtes, rendant les éoliennes moins visibles depuis le littoral​. Cette technologie devrait représenter 60 % de la puissance installée.

Cependant, cette stratégie présente des inconvénients. D’abord, l’éolien flottant est beaucoup plus onéreux à installer et à raccorder au réseau. De plus, il reste moins mature technologiquement : en France, un seul site pilote est actuellement en activité. Ce pari technologique est donc risqué, comme le souligne Jules Nyssen, président du Syndicat des énergies renouvelables auprès du Monde : « On n’a pas de retour d’expérience sur le flottant », ce qui rend la gestion des projets plus incertaine.

Les industriels du secteur auraient préféré davantage de zones réservées à l’éolien posé, dont les coûts sont plus maîtrisés. Pourtant, le gouvernement a fait le choix de ne désigner aucune zone prioritaire pour l’éolien posé sur la façade Nord-Atlantique Manche-Ouest, gelant ainsi une partie du potentiel offshore. Ce choix, critiqué par certains acteurs économiques, marque toutefois la volonté de la France de s’aligner sur des objectifs environnementaux stricts.

Cartes détaillées des zones / Journal Officiel

Concilier transition énergétique et biodiversité

Si les décisions gouvernementales ont soulevé des interrogations chez les industriels, elles ont été mieux accueillies par les associations de protection de l’environnement. Celles-ci se réjouissent que la majorité des zones de développement éolien retenues soient situées en dehors des aires marines protégées. Des projets initialement envisagés au large des îles de Ré et d’Oléron ont notamment été abandonnés.

Le gouvernement a également pris des mesures pour protéger certaines zones riches en biodiversité. D’ici 2030, 5 % des eaux métropolitaines devront être placées sous une forme de protection forte. Cette démarche vise à préserver les écosystèmes marins tout en développant les infrastructures nécessaires à la transition énergétique. Toutefois, des critiques subsistent quant à la définition même de « protection forte », jugée trop souple par certains experts, qui estiment qu’elle ne correspond pas aux standards internationaux​.

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L’éolien domestique viendra-t-il, un jour, concurrencer le photovoltaïque ? Rien n’est moins sûr, et chaque année, la présentation de nouveaux prototypes prétendument révolutionnaires viennent confirmer cette impression. Cette année, c’est la Liam F1, une éolienne reprenant un principe d’Archimède, qui tente une percée vouée à l’échec. 

Chaque année, c’est la même rengaine. Une éolienne domestique apparaît sur les réseaux avec la promesse d’une production exceptionnelle grâce à un design révolutionnaire. Pourtant, l’histoire se finit systématiquement de la même manière, et le produit en question finit aux oubliettes de la transition énergétique. Dernier exemple en date : la Liam F1, une éolienne urbaine conçue par l’entreprise danoise The Archimedes. Sur le papier, cette turbine hélicoïdale fait rêver. Son design, qui a été inventé il y a une dizaine d’années, promet une production d’environ 1 500 kWh par an pour un diamètre de seulement 1,5 mètre, et un fonctionnement optimal grâce à des vents de 5 m/s seulement.

Le mirage de l’éolien domestique

Malheureusement, les probabilités sont grandes pour que cette nouvelle éolienne ne parvienne pas à tenir ses promesses, et finisse en échec commercial pour une raison très simple : les conditions de vent en milieu urbain sont très instables, engendrant un très fort impact négatif sur le rendement des éoliennes urbaines. C’est d’ailleurs pour cette raison que les éoliennes en pignon de toiture sont à bannir. D’une part, les conditions de vent à cet endroit sont mauvaises. D’autre part, les vibrations de l’éolienne pourraient avoir des répercussions sur l’ensemble de la structure du bâti.

À ce manque de performance vient s’ajouter le coût de l’éolien qui est beaucoup plus élevé que celui du photovoltaïque à puissance équivalente. Outre l’éolienne en elle-même, sa mise en œuvre sur mât nécessite une grande quantité de matériaux. Question finances, le tarif de la Liam F1 avoisinerait les 4000 € pour 1 500W de puissance. Comme on l’a vu récemment, en optant pour du photovoltaïque, il est désormais possible d’avoir 2 fois plus de puissance, pour quatre fois moins cher ! En ville, le photovoltaïque s’affirme de plus en plus comme la solution idéale, permettant d’avoir une installation moins chère, plus discrète et plus performante.

Un usage très spécifique

Il n’en reste pas moins que le petit éolien peut avoir son utilité dans certains environnements. À titre d’exemple, la Njord RW100 que l’on a récemment évoquée, est idéale pour l’alimentation de sites isolés, en particulier dans des conditions extrêmes, comme c’est le cas en Islande, où elle a été conçue. Facile à installer, cette éolienne à axe vertical a été utilisée en 2021 pour permettre la retransmission en direct d’une éruption volcanique.

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Aspect indispensable de nos sociétés toujours plus connectés, les data center sont un véritable casse-tête énergétique et écologique. Des entreprises cherchent néanmoins à limiter leur impact environnemental, comme en les rapprochant de l’eau. 

À l’heure de la course aux datacenter, Denv-R a décidé de tenter sa chance avec une approche pour le moins originale. Cette originalité n’a rien à voir avec les dinosaures, mais tout simplement avec le fait que le prototype mis au point par cette startup vient d’être installé… sur l’eau !

Vous avez bien lu, ce data center vient d’être installé sur la Loire, le long du Quai Wilson, à Nantes. D’une puissance de 200 kW, il est équipé de 4 baies informatiques installées sur une barge flottante à deux coques. Grâce à cette architecture, le refroidissement de l’ensemble est assuré par un système hybride qui fonctionne en circuit fermé. Ainsi, un échangeur thermique situé sous l’eau permet d’évacuer les calories du centre de données dans la Loire. Selon ses concepteurs, cette configuration permettrait de diviser par deux l’empreinte environnementale de l’installation, par rapport à un data center classique. En plus de ne nécessiter aucun foncier, ce data center flottant permet une installation en plein cœur des centres-villes, ce qui facilite, entre autres, la sécurisation des données.

Utiliser l’eau pour refroidir les data center, une idée qui a de plus en plus de succès

Si le projet Denv-R constitue le premier data center flottant d’Europe, d’autres startup sont sur la même piste pour tenter de limiter l’impact environnemental de ces installations. En Norvège, le projet Green Mountain Data Center n’est pas flottant, mais il utilise l’eau des fjords pour améliorer son efficacité énergétique. Outre Atlantique, l’entreprise Nautilus Data Technologies a d’ores et déjà un data center flottant en service sur une rivière californienne. L’entreprise envisage même d’installer un équipement similaire à Marseille.

Enfin, il y a quelques années, Microsoft est allé encore plus loin en immergeant au fond de l’eau un centre de données pendant deux ans. Si les résultats se sont montrés très prometteurs, le projet a finalement été abandonné, notamment pour des raisons de financement.

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Près d’un an après la signature de leurs contrats de transition écologique avec l’État, les 50 sites industriels les plus émetteurs de gaz à effet de serre en France progressent, mais lentement. Selon une enquête de L’Usine Nouvelle, bien que certains avancent dans leurs projets de décarbonation, les décisions d’investissement les plus cruciales restent en attente.

Cinquante sites industriels français représentent 12 % des émissions nationales (voir la carte). L’année dernière, ils se sont engagés avec l’État à réduire leurs émissions de CO₂ de 45 % d’ici 2030 par rapport à 2015, avec l’objectif d’atteindre la neutralité carbone en 2050.

Des industries volontaires sur le papier

D’un côté se trouvent les industriels en marche vers la réduction de leurs émissions. Xavier Galliot, responsable du développement durable chez Roquette, témoigne auprès de l’Usine Nouvelle : « Ces feuilles de route ont créé les conditions de l’action. On est maintenant lancé et on garde le tempo. » La société prévoit de réduire ses émissions de 165 000 tonnes de CO₂ grâce à des projets de biomasse et d’optimisation des procédés. L’Usine Nouvelle rappelle que les discussions sur l’émergence d’une filière locale de biomasse prennent du temps, et les industriels doivent également établir des partenariats à long terme pour sécuriser leurs approvisionnements.

Pour accélérer le processus, plusieurs industriels suggèrent d’instaurer des mécanismes de valorisation pour les produits écologiques. Comme l’explique Jacques Chanteclair de Lhoist, « nous produirons significativement plus cher, mais il y a un marché pour la chaux verte dans certaines applications. »

Parmi les autres entreprises ayant présenté une feuille de route, Eqiom. Ils ont démarré la construction d’un nouveau four pour leur cimenterie, permettant une réduction de 20 % des émissions de CO₂ par tonne de clinker. D’autres, comme Heidelberg, renforcent leur efficacité énergétique avec des investissements significatifs.

Peu d’actions réelles

Toutefois, malgré ces avancées, l’absence de décisions d’investissement pour des projets structurants est inquiétante. Aucune des entreprises interrogées par l’Usine Nouvelle n’a encore confirmé des investissements majeurs, malgré des discussions en cours.

Le flou politique entre juin et septembre a exacerbé cet attentisme. Les industriels attendent des subventions publiques pour des projets de plusieurs centaines de millions d’euros, comme l’explique Antoine Hecker, responsable de la transition énergétique chez Lat Nitrogen : « Le groupe ne se lancera pas sans assurance de financement public. » Cette incertitude affecte directement la rentabilité de projets cruciaux, alors que des solutions technologiques demeurent encore peu matures.

La question du financement est primordiale. Les industriels dépendent fortement des subventions de l’État pour rentabiliser leurs projets, d’autant plus que le cadre de régulation des prix de l’électricité après 2025 laisse présager un coût élevé. « Avec un prix du gaz autour de 30 à 40 euros le MWh, il est bien plus rentable de produire avec des énergies fossiles que d’utiliser de l’électricité à 70 euros le MWh », observe un industriel.

Plus le temps de tergiverser

Les projets de décarbonation doivent s’accélérer, car le temps presse. Nicolas Broutin, de Yara France, prévient : « Le temps que l’on perd pour décider des investissements commence à peser. » Alors que la baisse progressive des quotas carbone gratuits se profile, polluer coûtera de plus en plus cher. Les entreprises européennes seront mises sur un même pied d’égalité avec les importations européennes, avec l’introduction des quotas carbones aux frontières. Peut-être une concurrence au plus vert s’installera dans l’UE et le débat se déplacera des financements publics aux solutions, disponibles et moins onéreuses ces prochaines années.

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