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

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

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

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

Le stockage d’électricité aux abonnés absents

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

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

	2022	2030	2035
	60 % d’énergie finale fossile consommée	42 % d’énergie finale fossile consommée	29 % d’énergie finale fossile consommée
Production électricité décarbonée	390 TWh	560 TWh	640 TWh
Relance du nucléaire	56 réacteurs 279 TWh	57 réacteurs 360 TWh
Photovoltaïque	16 GW 19 TWh	54-60 GW 65 TWh	75-100 GW 93 TWh
Éolien terrestre	21 GW 38 TWh	33-35 GW 64 TWh	40-45 GW 80 TWh
Éolien en mer	0,6 GW 1 TWh	4 GW 14 TWh	18 GW 70 TWh
Hydroélectricité	26 GW (avec STEP) 43 TWh (Hors STEP)	26 GW 54 TWh	29 GW 54 TWh
Chaleur et froid renouvelable et de récupération	172 TWh chaleur 1 TWh froid	276-326 TWh chaleur 1 TWh froid	330-419 TWh chaleur 2,5-3 TWh froid
Biogaz	17,7 TWh dont 7 TWh injecté dans les réseaux	50 TWH dont 44 TWh injecté dans le réseau	50-85 TWh
Biocarburants	38,5 TWh	50-55 TWh	70-90 TWh
Hydrogène	0 GW	6,5 GW	10 GW
Consommation d’énergie finale	1556 TWh	1243 TWh	1100 TWh

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

Miser sur la flexibilité plutôt que le stockage

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Pourquoi avoir choisi ce kit en particulier ?

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

Comment avez-vous installé les panneaux ?

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

Quelle production électrique au quotidien ?

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

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

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

Quelle amélioration auriez-vous souhaitée ?

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

La suite, c’est quoi ?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Le sérieux coup de pouce de l’éolien offshore

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

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

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

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

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

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

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Une centrale qui carburera au colza

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

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

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

La difficile décarbonation de l’île de Beauté

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

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

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

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3 milliards d’euros de projets en cours

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

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

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

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

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

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

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

 

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

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

Itron Cyble Sensor : pas touche à la plomberie

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

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

 

LinkTap G2S : le compteur spécial jardin

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

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

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FAQ : tout savoir sur les compteurs d’eau connectés

Comment fonctionne un compteur d’eau connecté ?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

L’article Compteur d’eau connecté : voici les meilleures solutions pour mesurer sa consommation est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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

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

Des panneaux solaires thermiques associés à une pompe à chaleur

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

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Les différents types de panneaux

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

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

Pompe à chaleur classique ou géothermique ?

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

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

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

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

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

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

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

Un tarif élevé, mais des aides disponibles

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

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

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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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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 ?

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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.

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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.

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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.

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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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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.

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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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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.

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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.

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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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Entre explosion de l’intelligence artificielle et décarbonation massive de l’industrie, RTE fait face à une explosion des demandes de raccordement de grandes capacités. La situation est telle que le gestionnaire français fait évoluer ses méthodes de travail pour prioriser et anticiper les besoins, sous peine de finir enseveli sous des tonnes de projets. 

Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité français va-t-il survivre à l’explosion de l’intelligence artificielle ? C’est, en résumé, la question que certains se posent alors que l’entreprise française fait face à une explosion des demandes de raccordement d’installations, principalement en lien avec les centres de données.

En effet, sur les deux dernières années, RTE a enregistré pas moins de 9 GW de demande de raccordement. Cela équivaut à 20 fois la capacité actuelle des centres de données français ! Symbole de ce développement des centres de données en France, un datacenter d’une puissance de 85 MW vient d’être mis en service à La Courneuve. Le bâtiment de 40 000 mètres carrés, et dont la forme rappelle le Stade de France, a coûté plus d’un milliard d’euros et devrait consommer autant que 60 000 habitants. À Dugney, en Seine-Saint-Denis, un autre data center devrait entrer en service en 2030 et afficher une puissance de 200 MW.

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Les centres de données, nouvelle bulle spéculative

Cette course à la grandeur pose néanmoins question. Si de telles installations sont indispensables pour permettre à la France de jouer un rôle important dans le développement de l’IA, ces bâtiments ont des conséquences importantes sur l’environnement, la surface foncière disponible… Et le réseau électrique. Certaines actualités récentes ont d’ailleurs montré la méfiance de certaines villes qui commencent à faire de la résistance. Rennes a ainsi débouté un projet de Microsoft aux abords de la capitale bretonne, tandis qu’à Marseille, on réfléchit à mieux encadrer le déploiement de telles installations pour privilégier les projets respectueux de l’environnement.

Du côté de RTE, le problème va plus loin. En effet, il semblerait que de nombreuses demandes de raccordement ne soient, en réalité, pas motivées par un projet concret. Le raccordement électrique et la surface foncière nécessaire à la construction de ces équipements étant de plus en plus rares, certains investisseurs n’hésitent pas à spéculer sur le lancement de futurs projets, et utilisent les possibles capacités de raccordement chiffrées par RTE comme argument de vente. À titre d’exemple, l’entreprise Data4, spécialisée dans les data center en Europe, met en avant ses 133 hectares de réserve foncière, et ses 375 MW de puissance électrique disponible. Dans d’autres cas, certaines entreprises n’hésiteraient pas à faire plusieurs demandes de raccordement pour un même site.

Cette situation pose problème, puisque ces projets non aboutis viennent encombrer la file d’attente du côté de chez RTE, et ralentir le traitement de projets plus avancés, qu’il s’agisse de centres de données ou de sites industriels. En effet, RTE ne fonctionne pas par ordre de priorité, mais par ordre d’arrivée.

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RTE essaie de s’adapter pour maintenir le cap

Face à cette situation, et pour tenter de maintenir le cap, RTE a décidé de faire évoluer ses méthodes de travail. En attendant de pouvoir potentiellement prioriser les dossiers les plus avancés, RTE a obtenu du régulateur de l’énergie de pouvoir facturer les devis de raccordement, à un montant de 42 000 euros. Si une telle somme ne freinera pas les acteurs majeurs du secteur, elle devrait tout de même permettre à RTE de trouver un équilibre financier.

D’autre part, le gestionnaire réseau envisage d’anticiper les futurs besoins de certains secteurs. C’est notamment ce qui a été fait avec la région industrielle de Dunkerque, qui concentre à elle seule plus de 21 % des émissions de CO2 du secteur industriel français. Sur ce site, dès 2019, RTE a anticipé de futurs besoins électriques en investissant plus d’un milliard d’euros pour la fabrication de trois postes de transformation de 400 000 V à 225 000 V. Ces trois créations ont été associées à de nouvelles lignes haute tension qui ont été enterrées pour limiter leur emprise sur les parcelles foncières.

Ce mode opératoire basé sur l’anticipation a été difficile à mettre en oeuvre, car elle nécessite des investissements colossaux. Néanmoins, elle constitue un avantage considérable pour l’installation de nouveaux industriels qui gagnent de nombreuses années sur la durée de raccordement. Désormais, RTE espère pouvoir employer ce même mode de fonctionnement sur des secteurs comme le Havre ou Fos-sur-Mer.

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L’intelligence artificielle est en train de se transformer en véritable gouffre énergétique. Preuve de cette croissance massive, les acteurs majeurs du secteur se tournent, un à un, vers le nucléaire pour alimenter leurs centres de données dans les 10 prochaines années. Dernier exemple en date : Google, qui vient de s’associer avec la startup américaine Kairos Power. 

Face à la croissance estimée de l’intelligence artificielle, les géants du secteur cherchent sans relâche des solutions pour alimenter leurs futurs datacenter, et la réponse est souvent nucléaire. Cette fois, c’est au tour de Google d’annoncer un partenariat avec un acteur du secteur nucléaire, à savoir Kairos Power. La startup américaine travaille actuellement sur le développement d’un Small Modular Reactor (SMR), dont la taille réduite faciliterait une installation à proximité directe de futurs datacenter.

Chaque centrale développée par Kairos Power devrait être composée de deux réacteurs à sels fondus de 75 MWe de capacité. Si les détails financiers du contrat n’ont pas été dévoilés, il semblerait que celui-ci porte sur l’installation de 6 à 7 SMR, dont le premier pourrait être mis en service à partir de 2030.

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Le nucléaire destiné à décarboner le monde ou alimenter des centres de données ?

Les acteurs majeurs de la tech et du cloud computing misent énormément sur le nucléaire pour leurs installations. Si on parle aujourd’hui de Google, Microsoft vient d’en faire autant en signant un contrat permettant la remise en service du réacteur n° 1 de la centrale de Three Miles Island, tandis qu’Amazon s’apprête à installer un vaste data center de 960 MW au pied de la centrale Susquehanna Steam Electric Station.

Au train où vont les choses, il n’est pas impossible qu’une grande part de cette relance du nucléaire ne soit pas dédiée à la décarbonation des usages, mais plutôt à assouvir les besoins énergétiques de plus en plus gigantesques associés à l’intelligence artificielle. Selon une étude menée par Epoch AI, les capacités de calcul dédiés aux Large Language Models (LLM) comme GPT-4, LaMDA ou LLAMA, ont été multipliées par 4 à 5 par an depuis 2010. À ce sujet, l’Agence Internationale de l’Energie a indiqué qu’en 2026, les besoins en électricité de l’ensemble des data center dans le monde pourraient tout simplement doubler par rapport à 2022, et atteindre plus de 1000 TWh. C’est deux fois plus que la production électrique annuelle de la France !

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Alors que le prix de l’électricité reste élevé, l’idée de devenir indépendant en énergie séduit de plus en plus de monde. S’il est extrêmement complexe et coûteux de parvenir à une totale indépendance énergétique en conservant un confort de vie moderne, il est possible de réduire significativement sa dépendance. Notamment en renonçant aux combustibles fossiles et en optimisant sa consommation.

Vous souhaitez devenir indépendant en énergie ? Très bien, mais si vous êtes à deux doigts de monter dans votre voiture, direction le magasin de bricolage le plus proche pour acheter une dizaine de panneaux solaires, on vous conseille de reposer vos clés, du moins pour l’instant. Atteindre l’indépendance énergétique ne consiste pas au simple fait d’acheter des panneaux solaires. D’ailleurs, l’achat de ces derniers constitue, en réalité, la dernière étape d’un long processus de réflexion que nous allons vous détailler.

Au quotidien, dans notre société moderne, consommer de l’énergie est si facile que nous ignorons la réalité derrière la prise, le robinet de la gazinière ou le pistolet de la station-service. Cette impression d’énergie illimitée nous a parfois fait perdre de vue la quantité d’énergie qui est nécessaire pour cuire ses aliments, parcourir 10 km en voiture, ou simplement se chauffer. Afin de se réapproprier certains ordres de grandeur, il est intéressant de garder en tête qu’un être humain, dans une forme moyenne, peut fournir une puissance instantanée située entre 100 et 200 W. Avec cet ordre de grandeur en tête, on peut désormais aborder les différentes étapes qui jalonnent la route vers l’indépendance énergétique.

Optimiser l’isolation de sa maison

Avant de devenir indépendant en énergie, il est indispensable de rationaliser ses dépenses d’énergie, et d’éliminer tout le superflu. Pour cela, la première étape consiste à optimiser son logement de toutes les manières possibles, en particulier pour limiter les déperditions thermiques. Comme nous l’avions indiqué dans notre article sur les solutions pour ne pas utiliser de chauffage en hiver, il existe de nombreuses façons de réduire les besoins en chauffage, en optant pour une isolation performante et une ventilation efficace tout en maximisant les apports solaires.

Pour obtenir une très faible consommation énergétique en termes de chauffage, il est possible de s’appuyer sur la récente norme RE2020. Les maisons construites selon cette norme ne dépassent pas les 12 kWh/m²/an de chauffage. Or, selon l’ADEME, les maisons construites après 1950 nécessitent, en moyenne, 106 kWh/m²/an d’énergie pour être chauffées. Pire encore, les maisons datant d’avant 1950 consomment environ 150 kWh/m²/an.

Choisir son mode de chauffage et de production d’eau chaude sanitaire

Une fois que la consommation énergétique de votre maison a été optimisée grâce à une isolation performante, il est temps de passer à une étape cruciale : choisir son mode de chauffage. Celui-ci est, de loin, le poste le plus énergivore d’une maison avec en moyenne, selon le gouvernement, 66 % des dépenses d’énergie d’un logement.

Lorsque l’on souhaite être indépendant en énergie, il convient d’écarter le gaz, le fioul, et dans une moindre mesure, les granulés. Il nous reste donc 3 choix principaux :

• Les radiateurs électriques,
• Les systèmes reposants sur une pompe à chaleur,
• Les systèmes reposants sur la biomasse.

Globalement très gourmands en électricité, les radiateurs électriques sont à limiter à des cas de force majeure, lorsqu’il n’est pas possible, pour des raisons techniques comme financières, d’installer un autre moyen de chauffage.

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La pompe à chaleur, meilleur moyen de chauffer de manière économique

La pompe à chaleur, grâce à son coefficient de performance énergétique (COP) élevé, est LA solution pour bénéficier d’un système de chauffage confortable et peu gourmand en énergie. Elle existe sous plusieurs formes différentes.

Les pompes à chaleur air/air et air/eau sont les plus répandues. Elles bénéficient d’un fonctionnement similaire, qui consiste à récupérer les calories contenues dans l’air extérieur pour le diffuser à l’intérieur de la maison. Ces pompes à chaleur ont généralement un COP proche de 3. La PAC air/air insuffle directement de l’air réchauffé tandis que la PAC air/eau permet de chauffer le réseau primaire de chauffage qui viendra alimenter les différents radiateurs de la maison. Chacun de ces deux systèmes a ses propres avantages et inconvénients.

La PAC air/air a l’avantage de pouvoir être réversible, et ainsi produire du frais en été. Cependant, il s’agit d’un système plus restreint qui pourra difficilement alimenter plus d’une pièce. À l’inverse, la PAC air/eau nécessite d’être intégrée à un circuit de chauffage, ce qui peut générer des coûts supplémentaires. En revanche, la PAC air/eau permet de combiner chauffage et production d’eau chaude sanitaire. De plus, il est possible d’associer une pompe à chaleur air/eau à des panneaux solaires thermiques qui permettent de préchauffer l’eau du circuit de chauffage. On parle, dans ce cas, de pompe à chaleur solarothermique.

Pour obtenir un coefficient de performance plus élevé, il est possible d’utiliser non pas les calories présentes dans l’air, mais celles présentes dans le sol : on appelle ça la géothermie. Plus onéreuses, les pompes à chaleur géothermiques récupèrent les calories présentes dans le sol pour chauffer l’intérieur de la maison. Le principal avantage de cette solution technique réside dans le fait que la température du sol est beaucoup plus constante dans le temps, offrant ainsi un COP plus régulier et plus élevé (environ 4). Certaines PAC géothermiques sont dites eau/eau, car elles récupèrent les calories présentes dans les nappes phréatiques. Le COP de ces installations est généralement proche de 5.

Le chauffage au bois

Pour finir, le chauffage au bois constitue un complément de chauffage intéressant, car il permet de limiter la consommation électrique du logement, et offre une solution de secours pour chauffer la maison en cas de coupure de courant (à l’exception des poêles et chaudières nécessitant une alimentation électrique). Néanmoins, dans une démarche d’indépendance énergétique complète, il faut pouvoir s’approvisionner régulièrement en bois localement, ce qui n’est pas toujours possible.

Si les granulés permettent d’obtenir un meilleur rendement que les poêles et les cheminées récentes, leur transformation peut être une source de CO2, et le fonctionnement d’un poêle à pellet nécessite une alimentation électrique en permanence. En cas de coupure, vous ne pourrez donc pas vous chauffer.

Outre le chauffage, il est possible d’optimiser la consommation électrique de son logement en choisissant avec attention ses différents appareils électroménagers, car tous ne sont pas égaux en termes de consommation électrique.

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Déterminer ses besoins en électricité

Maintenant que nous sommes passés par l’optimisation du logement et des appareils électriques de la maison, il est temps de déterminer ses besoins quotidiens en électricité. C’est ce qui permettra ensuite un dimensionnement cohérent du futur moyen de production et de stockage d’électricité. Déterminer sa consommation en électricité peut se faire de deux manières différentes. Si vous ne comptez pas modifier vos habitudes de vie ou vos équipements, il est possible de consulter le relevé journalier de sa consommation électrique, et de repérer quel est le jour où l’on a le plus consommé sur une période d’un an.

Cette méthode, bien qu’elle permette d’obtenir un ordre de grandeur, doit tout de même être prise avec des pincettes, car le jour que vous allez prendre comme référence n’est peut-être pas représentatif de votre quotidien. Par exemple, si le 12 janvier dernier, vous avez passé votre journée à utiliser une machine énergivore, pour bricoler par exemple.

Vous pouvez également déterminer votre consommation théorique maximale en relevant la consommation de chacun de vos appareils électriques sur une durée représentative, et de le ramener à votre durée d’usage projetée. La durée représentative de consommation dépend du type d’appareil sélectionné. Une TV, par exemple, consomme de l’énergie de manière relativement constante, donc il est possible de choisir une durée de 1 h. En revanche, un frigo, un chauffe-eau ou une pompe à chaleur va fonctionner par cycles, de manière à se conformer à la température de consigne. Ainsi, il faut choisir une durée de représentative relativement longue, sur une année complète, idéalement. Autrement, il suffit de consulter sa consommation annuelle d’électricité et sa répartition mois par mois, auprès d’Enedis ou de votre fournisseur. Vous constaterez normalement de forts écarts entre les mois d’été et d’hiver.

Pour se déconnecter totalement du réseau électrique national, vous devez notamment identifier le jour de l’année où votre consommation a été la plus élevée. Vous dimensionnerez ainsi votre centrale solaire et système de stockage en conséquence. Attention, il est extrêmement coûteux de concevoir un système électrique domestique hors réseau en France métropolitaine en conservant un haut niveau de confort, sans faire appel à des combustibles extérieurs (fossiles ou bois).

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Dimensionner sa centrale solaire et ses batteries

Une fois que votre profil de consommation a été établi, place au dimensionnement de la centrale photovoltaïque à proprement parler. On parlera seulement de centrales photovoltaïques, car, à l’échelle individuelle, c’est le moyen de production d’énergie renouvelable le plus adapté dans la grande majorité des cas.

En premier lieu, il conviendra de choisir l’emplacement des futurs panneaux solaires, en considérant les caractéristiques de votre maison ou de votre terrain. Cet emplacement devra être exposé vers le sud, avec aucune ombre portée sur les futurs panneaux. En cas d’installation au sol, prenez un soin particulier à bien calculer l’inclinaison des panneaux en fonction de votre latitude. Certains supports permettent de régler avec précision cette inclinaison.

La difficulté de créer une centrale solaire à des fins d’indépendance énergétique réside dans le choix des puissances à installer, tant pour la production avec les panneaux solaires, que pour le stockage avec les batteries. En général, on considère qu’il faut un minimum de 4 à 5 jours de capacité de stockage d’électricité, par rapport à la consommation journalière moyenne, si vous souhaitez obtenir un système totalement hors-réseau.

Si votre logement a consommé 25 kWh par jour en moyenne sur une année complète (à peu près l’ordre de grandeur pour une petite maison occupée par 4 personnes chauffée avec une pompe à chaleur), vous devrez donc prévoir un parc de batteries d’au moins 100 kWh. Une capacité considérable, qui vous en coûtera de l’ordre de 40 000 euros.

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Néanmoins, les besoins en capacité de stockage seront variables en fonction d’un très grand nombre de paramètres qu’il faut savoir anticiper. La localisation a, par exemple, une très grande influence sur vos futurs besoins en capacité de stockage. Les régions du nord de la France, étant plus souvent confrontées au mauvais temps, en particulier pendant l’hiver, devront surdimensionner leurs capacités de stockage.

Votre capacité de stockage dépendra également de votre capacité de production d’électricité, qui dépendra de plusieurs paramètres comme le nombre de panneaux que vous installez. Pour dimensionner une centrale solaire, il existe de nombreux outils en ligne qui permettent de simuler une installation par rapport aux caractéristiques de votre localisation. C’est notamment le cas du Photovoltaic Geographical Information System. Cet outil, entièrement gratuit, permet, par exemple, de simuler la cohérence d’une installation photovoltaïque à batterie pour site isolé.

Installer sa centrale solaire

Maintenant que vous avez pu préparer votre installation, vous allez enfin pouvoir passer à la fabrication de votre centrale solaire. Pour cela, comme souvent, deux solutions existent : faire appel à un professionnel, comme ce particulier résidant en Martinique, ou réaliser son installation soi-même. Car, si créer soi-même sa centrale photovoltaïque peut paraître impressionnant au premier abord, les exemples d’installation DIY réussies se multiplient sur internet. On vous avait notamment présenté la centrale d’Audren, ou encore celle d’Eric, qui est parvenu à intégrer des batteries recyclées.

Prix et compromis

Même avec toute la volonté du monde, l’indépendance énergétique totale est bien souvent teintée de compromis, car le prix des batteries est encore très élevé pour les particuliers et rendent les installations extrêmement difficiles à rentabiliser. Face à cela, pour limiter ce budget, deux façons de voir les choses sont possibles. On peut sous-dimensionner sa capacité de stockage et accepter de faire des compromis durant les jours les plus difficiles de l’année (et dans ce cas un poêle à bois est tout de même recommandé), ou bien conserver sa connexion au réseau public, qui permettra de tenir les jours les plus difficiles de l’année. Dans ce dernier cas, il est important de noter que réduire sa consommation d’électricité provenant du réseau ne rend pas l’installation moins dépendante. Elle reste entièrement dépendante puisqu’elle ne peut pas fonctionner sans.

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