Rendre la consommation électrique nationale plus flexible pourrait se faire sans « perte de confort ni aucun autre effort », selon Réseau de transport d’électricité (RTE). Le gestionnaire du réseau national appelle à développer des solutions pour mieux décaler les usages les plus énergivores sans contraintes.

Face à la part grandissante du solaire notamment, la flexibilité de la consommation électrique devient essentielle. Le récent baromètre des flexibilités de consommation d’électricité met en lumière les avantages économiques et environnementaux de cette démarche, ainsi que les prérequis techniques et économiques nécessaires pour une mise en œuvre efficace.

La flexibilité de consommation, ou l’art de décaler ou de moduler certains usages électriques, est bénéfique pour tous : particuliers, entreprises et collectivités. Par exemple, la recharge des véhicules électriques est modulable et pourrait réduire de 3,8 gigawatts (GW) la consommation en soirée, tout en augmentant de 4,5 GW celle de l’après-midi. Le chauffage électrique est, lui aussi, modulable, mais 60 % des Français conservent encore une température inchangée (au lieu d’une modulation jour/nuit, voire plus évoluée). Il y a aussi la production d’eau chaude sanitaire (que 45 % des Français ne décalent pas actuellement) et le lavage (vaisselle et linge) qui peuvent être décalés durant les heures où l’électricité est moins coûteuse.

À l’horizon 2030, ces flexibilités pourraient assurer près de 50 % des besoins de modulation du système électrique et réduire de 75 % l’écrêtement des énergies renouvelables, évitant ainsi jusqu’à 3 milliards d’euros de dépenses pour de coûteuses solutions de stockage d’énergie.

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Besoin de technologies pour piloter

Le décalage de consommation repose aujourd’hui sur des solutions technologiques accessibles. Les équipements permettant de piloter automatiquement les usages dans les bâtiments tertiaires deviennent indispensables et obligatoires (neuf et existant) avant 2027, avec un objectif de 100 000 unités installées d’ici 2030, contre seulement 25 500 en 2023.

Les bâtiments résidentiels ne sont pas en reste : d’ici 2030, 17 % des ménages pourraient être équipés de systèmes de gestion domestiques de l’énergie (HEMS) actifs, contre seulement 3 % aujourd’hui. Ces dispositifs contribueront à déplacer la consommation d’eau chaude sanitaire ou de recharge des véhicules électriques, générant des économies d’énergie substantielles.

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Un avantage financier pour le consommateur et le producteur

Des économies d’énergie, donc, et des économies financières. Le baromètre insiste sur l’écart de prix spot, qui reflète pour chaque heure de la journée du lendemain les conditions d’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité, entre la pointe du soir la pointe méridienne (basse grâce au solaire), de 34 % et 85 % pour respectivement les jours ouvrés et le week-end. Le cas français n’est pas isolé. L’écart de prix entre le maximum du pic de consommation et le maximum du pic de production solaire est de 60 euros le mégawattheure (€/MWh) en Espagne, Allemagne et aux Pays-Bas. Il est même de 250 €/MWh en Australie !

Côté producteur, la flexibilité serait bienvenue. D’une part, le nombre d’heures où les sont prix négatifs explose. 27 heures en 2019, 64 heures en 2021 et 322 heures entre janvier et août 2024. L’écrêtement des renouvelables sera par conséquent lui aussi limité. De -0,5 térawattheure (TWh) d’écrêtement en moins grâce aux flexibilités auxquels s’ajoutent -1 TWh d’écrêtement grâce à l’évolution des plages tarifaires (heures pleines/ heures creuses par exemple).

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Tout juste élu, le fantasque président américain Donald Trump ne cesse de polariser les opinions, en particulier en matière d’énergie et de climat. Son scepticisme sur la question du changement climatique et sa volonté de protéger coûte que coûte les intérêts économiques américains engendrent de nombreuses inquiétudes à l’échelle internationale. Pour autant, l’élection de Trump sonne-t-elle le glas des énergies renouvelables aux États-Unis ?

« Drill baby, drill » (Fore chéri, fore). En reprenant les mots de la campagne de 2008 du Parti républicain, le 19 juillet dernier à Milwaukee, Donald Trump lançait un message clair : les énergies fossiles feront partie intégrante de la politique énergétique des États-Unis durant son mandat.

Largement soutenu par l’industrie pétrolière américaine, Donald Trump a, de nombreuses fois, envoyé des signaux à l’encontre de la course actuelle à la décarbonation. Durant sa campagne, il s’est notamment montré hostile à l’Inflation Reduction Act (IRA), une loi majeure adoptée en 2022, et destinée à stimuler l’économie américaine en subventionnant massivement les énergies propres. Il a également souligné sa volonté de quitter les Accords de Paris pour protéger les intérêts économiques des États-Unis, au détriment de la course mondiale à la décarbonation.

Dominer par l’énergie, le nouvel objectif de Trump

À quelques semaines de rejoindre la Maison Blanche, le président élu continue de faire parler de lui, en particulier concernant l’énergie. Le président élu souhaite, en effet, conférer aux États-Unis une domination énergétique mondiale pour trois raisons principales :

• Réduire l’inflation grâce à une baisse des coûts de l’énergie,
• Gagner la course à l’intelligence artificielle grâce à une hausse de la production énergétique,
• Renforcer le pouvoir diplomatique américain dans le monde par le biais de l’énergie.

Pour y parvenir, Donald Trump a désigné Chris Wright au poste de secrétaire à l’Énergie. Cette nomination a été beaucoup critiquée : Chris Wright est à la tête de Liberty Energy, une entreprise spécialisée dans les services pétroliers et gaziers. Elle a notamment été pionnière dans la fracturation hydraulique, une technique controversée destinée à extraire le pétrole et le gaz de schiste. À l’occasion de sa nomination, Chris Wright a déclaré « Nous voulons une énergie abondante et bon marché. Si vous vous inquiétez sur la question des subventions pour les énergies propres, vous avez peut-être raison de vous inquiéter ».

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Dans le même temps, Donald Trump vient de créer le Conseil national de l’énergie. Ce conseil aura pour mission de « superviser le chemin vers la domination énergétique des États-Unis », en impliquant notamment tous les départements et agences concernés dans l’autorisation, la production, la distribution, la réglementation et le transport de toutes les formes d’énergie. À la tête de ce conseil, on retrouve un autre proche de l’industrie pétrolière : Doug Burgum, le gouverneur du Dakota du Nord. Cette nomination a également suscité des inquiétudes, car Doug Burgum sera également ministre de l’Intérieur, chargé des terres fédérales. Ainsi, certains défenseurs du climat voient un risque direct pour la protection environnementale de ces terres fédérales.

Durant sa campagne, Donald Trump a également régulièrement annoncé sa volonté de sortir des accords de Paris. Cette décision rappelle d’ailleurs la décision de l’administration Bush, en 2001, de ne pas ratifier le Protocole de Kyoto en soutien aux industries américaines portant sur l’extraction du charbon, du pétrole et du gaz.

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La transition énergétique se poursuivra, avec ou sans les États-Unis

Néanmoins, de nombreux motifs d’espoir subsistent. Comme l’indique Forbes dans un récent article, l’élection de Trump ne signifie pas nécessairement la fin de la révolution énergétique de la première puissance mondiale.

Si Donald Trump veut stopper les subventions jugées abusives de l’Inflation Reduction Act, ce programme incitant aux investissements verts, le développement des énergies renouvelables n’est pas entièrement dépendant de ces subventions. Aux États-Unis, les énergies renouvelables sont déjà bon marché. D’ailleurs, l’éolien et le photovoltaïque fournissent l’électricité la moins chère du pays. Symbole fort de cette révolution verte déjà largement entamée : le Texas, traditionnellement républicain et associé au pétrole et au gaz, joue un rôle majeur dans la transition énergétique du pays. Premier producteur d’électricité renouvelable devant la Californie, le Lone Star State a produit, en 2023, 31 TWh d’électricité photovoltaïque. C’est 50 % de plus que la France.

De plus, même si le gouvernement américain souhaite limiter les aides au développement des ENR, les États américains ont suffisamment d’indépendance pour poursuivre le développement des énergies vertes dans leur juridiction.

Sur le plan international, un retrait des États-Unis des Accords de Paris pourrait affecter la diplomatie climatique mondiale, et donner des idées à d’autres pays comme l’Argentine. Néanmoins, cette situation pourrait également engendrer une nouvelle dynamique, avec en tête, un rôle encore plus grand de la Chine dans la décarbonation mondiale. D’ailleurs, quelques jours avant la COP 29 qui se déroule en Azerbaïdjan, Pékin a annoncé s’être engagé à maintenir son pic d’émissions de CO2 avant la fin de la décennie et à atteindre le net zéro carbone d’ici 2060.

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Le fabricant chinois de panneaux solaires Das solar va implanter une usine à Mandeure, dans le Doubs (Franche-Comté). Il récupère une friche industrielle, où seront produits 3 gigawatts (GW) de modules photovoltaïques chaque année, afin de répondre à l’importante demande européenne.

C’est une première en Europe : le géant chinois Das Solar va implanter une grande usine de panneaux photovoltaïques à Mandeure, dans le Doubs. Avec un investissement de 109 millions d’euros, la gigafactory devrait voir le jour courant 2025 et employer 580 personnes.

Das Solar a racheté pour 1,2 million d’euros le site de l’ancienne usine Faurecia, une friche industrielle. Le site accueillera dès 2025 une usine capable de produire trois gigawatts (GW) de panneaux photovoltaïques par an. Jean-Pierre Hocquet, maire de Mandeure, se réjouit auprès de France 3 de cette annonce : « J’ai senti tout de suite le sérieux des racheteurs. Quand on voit quelqu’un arriver avec plusieurs millions d’euros, on sent que ce ne sont pas des rigolos. »

Avec une superficie de 51 000 m² de bâtiments et des perspectives d’agrandissement, l’usine devrait générer près de 580 emplois directs, sans compter les nombreux postes indirects. À terme, le projet pourrait mobiliser jusqu’à 3 500 emplois dans une filière complète intégrant des sous-traitants locaux et internationaux.

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À la recherche d’autres friches industrielles

En choisissant la France pour sa première implantation hors de Chine, Das Solar répond à la demande croissante de panneaux solaires en Europe et en Afrique francophone. « Nous avons l’ambition de nous développer en Europe, et c’est une nouvelle étape dans notre projet d’implantation », a déclaré Shi Si, présidente de Das Solar France.

DAS Solar recherche encore 200 000 mètres carrés, idéalement situés à proximité de Mandeure, dans l’agglomération du Pays de Montbéliard, pour compléter son projet industriel. L’entreprise prévoit d’investir au total 850 millions d’euros afin de construire une usine de 5 GW dédiée à la production de cellules, ainsi qu’une autre de même capacité destinée aux panneaux solaires.

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L’énergie solaire au secours de l’économie locale

Le projet inclut un transfert de technologies, imposé par l’État français, pour garantir que les compétences développées profitent au territoire. Frédéric Barbier, ancien député du Doubs et acteur clé des négociations au travers de sa société de conseil, souligne : « désormais, il faut des transferts de technologies et de nouveaux savoir-faire en France, qu’on n’a pas ou plus. »

Cette implantation représente une opportunité pour Mandeure, où l’économie souffrait des départs successifs d’industries traditionnelles. Avec un objectif de production fixé à juin 2025, la commune de près de 5 000 habitants espère bénéficier d’un regain d’activité, tant au niveau de l’emploi que de l’immobilier. Das Solar entend aussi jouer un rôle dans le développement des énergies renouvelables en Europe. Avec une production estimée à cinq millions de panneaux par an, l’entreprise pourrait rapidement devenir un acteur clé du Pacte solaire 2030, aux côtés de grands noms comme Engie et EDF.

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Si la quantité de matériaux extraits de la centrale nucléaire accidentée de Fukushima paraît anecdotique, cette nouvelle est très importante pour les équipes de TEPCO, qui vont désormais mieux pouvoir préparer l’extraction des centaines de tonnes restantes au cœur des réacteurs. 

L’opération devait initialement avoir lieu en septembre, mais avait été reportée pour cause de défaillance d’une caméra. Finalement, c’est à la fin octobre que les équipes de TEPCO sont parvenues à guider un drone sous-marin, équipé d’un bras robotisé, jusqu’au cœur du réacteur n° 2 de la centrale de Fukushima pour y récupérer une infime portion de débris radioactifs.

Cet échantillon a ensuite été transporté dans un laboratoire de l’agence japonaise de l’énergie atomique, près de Tokyo. Celle-ci devrait procéder à son analyse afin de déterminer la nature des débris situés au cœur du réacteur, ainsi que leur niveau de radioactivité. Cette phase d’analyse pourrait prendre plusieurs mois.

Extraire 880 tonnes de corium du coeur des réacteurs, un défi immense

Si cette opération était attendue avec impatience, c’est parce que le défi qui attend TEPCO dans la centrale de Fukushima est immense : les 3 réacteurs touchés par la catastrophe renfermeraient 880 tonnes de corium, un élément radioactif constitué d’un mélange de combustible fondu et de débris. C’est trois fois plus que ce qui a été estimé à Tchernobyl. Dans la centrale ukrainienne, le corium a créé des formations solides semblables à des coulées de lave, qui sont à « l’air libre », à l’intérieur du sarcophage. En 2021, des chercheurs ont, d’ailleurs, découvert que les radiations issues de ces formations avaient augmenté entre 2016 et 2021.

Pour revenir à Fukushima, cette opération constitue la première étape d’un (très) long processus d’extraction qui devrait durer plusieurs années. TEPCO s’est fixé comme objectif d’extraire l’ensemble des 880 tonnes de corium d’ici 2031.

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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.

Lien

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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