La présidente de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), Emmanuelle Wargon a annoncé que les tarifs réglementés de vente (TRV) de l’électricité baisseraient à partir du 1ᵉʳ février 2025. Une diminution qui devrait être de l’ordre de 10 % au moins.

La crise énergétique serait-elle bel et bien derrière nous ? Entre 2022 et 2024, les prix des tarifs réglementés de vente en électricité (TRVE) ont augmenté de près de 40 %, malgré la mise en place du bouclier tarifaire. Cette situation avait mis en difficulté le budget des ménages et la trésorerie des petites entreprises.

Au moins 10 % de baisse pour le prix de l’électricité en février 2025

L’avenir semble s’éclaircir enfin pour les prix de l’électricité. La CRE a annoncé qu’une baisse d’au moins 10 % était prévue pour février 2025. Pourquoi à cette date ? Le prix des TRV peut faire l’objet d’une modification deux fois par an, après avis de la CRE, en février et août.

En février prochain, les TRVE devraient donc baisser. Invitée de BMF Business le 12 septembre, Emmanuelle Wargon a expliqué que cette baisse d’au moins 10 % était à confirmer en fonction de deux éléments : les décisions budgétaires de la nouvelle Assemblée nationale et l’éventualité d’une crise qui peut toujours arriver sans prévenir et ferait augmenter les prix. La présidente de la CRE reste donc prudente et a insisté sur le fait qu’il s’agissait d’une prévision. Si cette baisse de 10 % se concrétisait, elle se traduirait toutefois par des prix du kilowattheure suivant :

Également interrogée sur l’impact de la prochaine taxe qui devrait toucher EDF, Emmanuelle Wargon a temporisé en précisant qu’elle n’était pas encore adoptée par le Parlement à ce jour.

Une baisse de 10 % qui touchera 60 % des clients

En août dernier, la CRE avait suggéré une hausse de 1 % des prix des TRVE, justifiée par l’augmentation du tarif d’utilisation du réseau public d’électricité (TURPE) qui permet d’entretenir et de moderniser le réseau public d’électricité. Les pouvoirs publics avaient renoncé à l’appliquer et demandé à la CRE de la reporter.

C’est chose faite puisque cette augmentation du TURPE de 1 % n’entrera en vigueur qu’à partir du 1ᵉʳ novembre 2024. Attention, elle ne touchera que les clients ayant souscrit une offre de marché, et donc pas ceux qui ont un contrat soumis au tarif réglementé. Pour ces derniers, aucune augmentation n’aura lieu au 1ᵉʳ novembre et la hausse de 1 % sera directement intégrée au calcul effectué au 1ᵉʳ février 2025, comme l’a expliqué Emmanuelle Wargon.

« Les consommateurs aux TRVE (électricité) ne connaîtront ainsi aucun changement avant le 1ᵉʳ février 2025 », affirme le communiqué de la CRE du 11 septembre 2024. Pour autant, les clients ayant souscrit une offre de marché sont en réalité les gagnants du moment puisque de nombreux fournisseurs proposent des offres à un prix nettement inférieur aux TRVE, jusqu’à -28,5 % pour certains. De plus, ces clients bénéficient déjà de la baisse des prix de l’électricité, puisqu’ils sont plus exposés aux mouvements des prix du marché, favorables en ce moment.

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Pour sécuriser son approvisionnement et garantir l’atteinte de ses objectifs climatiques, la Suisse pourrait miser sur le nucléaire. L’annonce récente du gouvernement ne se concrétisera pas sans passer par un nouveau referendum dans le pays.

La crise énergétique semble enfin derrière nous, mais elle a laissé des traces, d’autant que les tensions avec la Russie ont bouleversé l’approvisionnement en gaz naturel de l’Union européenne. Désormais, la sécurité et l’indépendance énergétiques ainsi que le prix de l’électricité sont au cœur des politiques publiques et pèsent dans le débat public.

En Suisse, le gouvernement s’interroge sur les décisions à prendre dès maintenant pour sécuriser l’avenir énergétique du pays. Le ministre de l’Environnement, des transports et de l’énergie, Albert Rösti a déclaré mercredi dernier qu’il fallait envisager de compter sur le nucléaire dans les 15 prochaines années. Cette déclaration va à rebours de la position suisse puisque, par referendum, la population s’est prononcée en 2017 pour la sortie progressive du nucléaire. En ce sens, la construction de nouvelles centrales est interdite par la loi.

L’électrification nécessite d’augmenter la production

Mais au vu de l’évolution de la situation du marché de l’électricité, le gouvernement change son fusil d’épaule. Il va donc proposer de modifier la loi sur l’énergie nucléaire d’ici la fin de l’année. Pour justifier sa décision, le gouvernement suisse explique que la demande en électricité va augmenter pour passer de 60 TWh/an actuellement à 70, voire 80 TWh/an d’ici 2050. Cette hausse s’explique par l’accroissement de la population et l’électrification des usages induite par l’objectif de neutralité carbone. De ce fait, il faut trouver des solutions pour augmenter la production. Initialement, la sortie du nucléaire devait être compensée par des centrales à gaz, ce qui est contraire aux objectifs climatiques du pays. Quant aux énergies renouvelables, le gouvernement craint que leur développement ne soit pas suffisamment rapide pour répondre à l’augmentation de la demande en électricité.

Ainsi, la Suisse souhaite garder un atout dans sa manche en se laissant la possibilité de recourir davantage au nucléaire, si la situation l’exigeait à l’avenir. Le gouvernement a précisé qu’il faut prendre les décisions aujourd’hui pour sécuriser la situation dans 20 ans. Cela s’explique effectivement par les délais nécessaires à la construction de nouvelles centrales par exemple. Pour autant, le changement dans la politique énergétique suppose de franchir deux étapes importantes. D’abord, le Parlement devra discuter de cette modification, laquelle sera soumise ensuite à la population par referendum.

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Champion des énergies renouvelables, le Danemark se voit freiner dans son élan pour son projet d’île énergétique. Il devrait être subir un retard de trois ans, en raison de l’augmentation des coûts des matières premières et du montant des taux d’intérêt.

Depuis plusieurs années, le Danemark ambitionne d’ériger deux îles énergétiques. L’une doit être située en mer Baltique et l’autre en mer du Nord. L’objectif est d’augmenter les capacités de production d’énergie renouvelable du pays et de renforcer sa souveraineté énergétique.

L’île énergétique danoise en mer du Nord ne verra pas le jour avant 2036

Or, selon les informations de l’agence de presse Reuters, la construction de l’île prévue en mer du Nord sera retardée « d’au moins trois ans ». Le ministre de l’Énergie Lars Aagaard a confié à l’agence de presse que « l’investissement prévu dépasse les 200 milliards de couronnes danoises (environ 27 milliards d’euros) et nécessiterait environ 50 milliards de couronnes d’aide publique ». Le ministre a ajouté que le projet n’était plus viable du fait de l’augmentation du coût des matières premières et des taux d’intérêt. C’est le second report dans ce projet puisque l’an dernier, les autorités danoises avaient déjà remis à plus tard le lancement de l’appel d’offres du parc éolien, en raison de l’augmentation des coûts. Le calendrier avait donc déjà subi plusieurs mois de retard.

Ce projet annoncé en 2020 devait permettre d’installer sur une île artificielle, des éoliennes pour produire jusqu’à 10 gigawatts (GW), ce qui correspond à la consommation électrique de 10 millions de foyers européens. Le site servira aussi de « hub central » c’est-à-dire que la production éolienne offshore des parcs voisins sera redirigée vers le site avant d’être acheminée à terre. L’originalité du projet consiste à permettre au site d’évoluer pour s’adapter dans le futur aux nouvelles technologies.

Sous réserve de trouver des solutions financières, le chantier devrait se terminer non plus en 2033 comme prévu initialement, mais en 2036. À l’origine, le projet réunissait le Danemark et la Belgique et devait être mené à terme sans subvention. Mais le contexte économique fragilise l’équilibre financier et des discussions entre les deux États pour obtenir un investissement plus important de la Belgique n’ont pas abouti. De son côté, la Belgique mène actuellement un autre chantier avec sa propre île énergétique en cours de construction, appelée île Princess Elisabeth et qui devrait concentrer et rassembler l’électricité produite par plusieurs parc éoliens offshore. Il s’agit en somme d’un autre hub central.

Le Danemark compte sur le soutien allemand pour sauver son île énergétique

Le Danemark envisage donc de se tourner vers l’Allemagne pour recueillir les financements nécessaires, ce qui supposerait d’installer des câbles pour relier l’île aux côtes allemandes. D’ailleurs, l’Allemagne participe déjà au chantier de l’île énergétique danoise menée sur Bornholm en mer Baltique. Toutefois, pour l’heure, les pouvoirs publics allemands n’ont pas réagi officiellement à l’annonce danoise concernant le projet en mer du Nord.

Dans tous les cas, l’annonce danoise est une mauvaise nouvelle pour la filière de l’éolien offshore sur la scène européenne. Rappelons que du côté français, les trois projets pilotes en matière d’éolien flottant sont déjà en danger, en raison de difficultés financières.

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La Chine continue sa course folle en faveur des énergies renouvelables sur son territoire avec la mise en service imminente de la ferme solaire offshore Yantai Zhaoyuan. C’est le premier projet de parc offshore de grande envergure dans le pays.

La Chine ne se contente pas de fabriquer des panneaux solaires à bas coût qui inondent le marché européen, le pays déploie également à vitesse grand V les énergies renouvelables sur son territoire. En 2023, la Chine a mis en service sur l’année pratiquement l’équivalent de la puissance déjà installée en Europe. Cela donne une idée du développement vertigineux de la filière chinoise.

Le photovoltaïque s’étend sur terre et en mer au large de la Chine

En juin, la plus grande ferme solaire au monde était connectée au réseau dans le Xinjiang, en Chine, avec une capacité de 5 gigawatts (GW). C’est désormais en mer qu’une nouvelle centrale photovoltaïque est sur le point d’entrer en service au large de ses côtes. Situé dans la baie de Laizhou, au nord-est de la Chine, le chantier de la ferme solaire offshore Yantai Zhaoyuan, débuté en janvier dernier, se termine. D’une capacité de 400 mégawatts (MW), le premier projet de parc offshore de grande envergure en Chine s’étend sur une superficie de 6,44 km². Les panneaux photovoltaïques sont installés sur 121 sous-structures posées sur des pieux enfoncés dans le sol marin à de grandes profondeurs comprises entre 8,5 et 11 mètres.

Le projet est porté par l’entreprise publique nucléaire chinoise CGN (China general nuclear) qui a fait appel à la société chinoise Grand Sunergy pour la conception des modules photovoltaïques. Grand Sunergy précise que les modules utilisés sont « de grande taille de 210 mm, avec un verre à double couche, un film d’encapsulation résistant aux UV, un joint d’étanchéité en caoutchouc butyle à haute résistance à l’eau, une boite de jonction étanche/résistante au brouillard salin et des connecteurs de protection/prise anti-poussière ».

L’installation a été mise sous tension pour la première fois avec succès. À terme, ce parc solaire offshore devrait être en mesure de répondre aux besoins annuels en électricité de 400 000 foyers. Et du côté environnemental, il permettra de réduire la consommation de charbon de 207 000 tonnes par an environ et les émissions de dioxyde de carbone de 532 000 tonnes par an environ. Ce projet est reconnu par CGN comme un véritable projet de démonstration en matière d’innovation technologique. Il pourra donc servir d’exemple pour de futurs projets offshore dans le pays.

À noter que Grand Sunergy a également remporté un autre appel d’offres en Chine pour le projet complémentaire Salt-PV 600 MW à Tushan. Il s’agit d’installer des modules photovoltaïques au-dessus des bassins de séchage de saumure dans les champs de sel.

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Les panneaux solaires sont partout : sur les toitures des bâtiments, en façade, au-dessus des parkings et du sol. Et dorénavant, même les trottoirs pourront produire de l’électricité. C’est ce que propose une entreprise turque spécialiste du solaire avec sa nouvelle marque dédiée au trottoir solaire.

La pose de panneaux solaires au sol sur lesquels circuler a déjà été testée par le passé. Souvenez-vous de la route solaire, proposée par une entreprise française et qui a connu un véritable fiasco. Installée en 2020 en France, la route solaire n’a pas répondu aux attentes de ses concepteurs : production d’électricité insuffisante, encrassement des cellules, nuisances sonores. Autant de déconvenues qui ont conduit à démonter les panneaux au printemps dernier.

Le trottoir solaire pour équiper les espaces publics et résidentiels

Ankara Solar propose une autre solution. Il s’agit de placer les modules photovoltaïques non plus sur la route, mais sur les trottoirs. Les panneaux sont constitués de modules de 30 ou 120 watts (W) garantis 8 ans. Ils peuvent supporter des températures d’exploitation comprises entre -40 °C et +85 °C. Les modules sont posés sur des piédestaux ajustables pouvant être réglés entre 50 et 260 mm. Selon l’entreprise turque, la marque PV floor supporte un trafic piétonnier intense ainsi que les impacts et les abrasions. Le module est entouré d’un verre antidérapant et d’un film arrière proposé en différentes couleurs pour s’adapter à tous les environnements : blanc, noir ou transparent.

Le trottoir solaire est destiné non seulement au secteur commercial, mais également à l’espace public et au secteur résidentiel. On pourrait donc le voir aussi bien dans des parcs ou autour d’immeubles de bureaux qu’au sein d’une propriété privée, dans une allée de garage par exemple.

Ankara Solar précise que son produit est adapté aux technologies qui équipent les bâtiments intelligents (ou « smarts buildings ») et qui optimisent la consommation en fonction de la production. D’ailleurs, l’entreprise propose en option un système de stockage qui permet de conserver le surplus de production pour l’utiliser le soir ou la nuit par exemple. Lancé en Turquie et en Grèce en 2022, le trottoir solaire est désormais disponible sur le marché américain et européen. L’entreprise indique avoir déjà installé plus de 180 projets de trottoirs solaires sur une surface totale de 2 800 m² grâce à des exportations dans 12 pays.

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Pendant deux ans, les énergies renouvelables ont été une source de recettes pour l’État. C’est désormais une nouvelle page qui se tourne puisque la filière va redevenir une charge pour 2024 et 2025, selon les calculs de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Une situation qui s’explique en partie par la chute des prix de l’électricité sur les marchés de gros.

Pour permettre le développement des énergies renouvelables, l’État encourage les producteurs en leur accordant des subventions, mais aussi en leur garantissant un revenu minimum. C’est ce qu’on appelle le complément de rémunération. Il prévoit qu’en cas de prix du marché inférieur au prix plancher contractuellement prévu, l’État reverse au producteur la différence, afin de lui garantir un certain niveau de rémunération. À l’inverse, si le prix du marché excède ce prix contractuel, c’est au producteur de rendre la différence à l’État.

5,9 milliards d’euros de recettes octroyés en 2022 et 2023 grâce aux énergies renouvelables

D’ailleurs, ce mécanisme a souvent été utilisé pour les opposants aux énergies renouvelables, en leur reprochant de grever le budget de l’État. Or, avec la crise de l’énergie, les prix ont flambé sur les marchés de gros de l’électricité depuis 2022. Les producteurs d’énergie renouvelable ont revendu leur production bien plus chère que le prix prévu dans leur contrat. Ils ont donc reversé à l’État le trop-perçu. Ces sommes ont constitué des recettes dans le budget public. Ainsi, selon la CRE, les énergies renouvelables ont représenté 5,9 milliards d’euros de recettes pour l’État en 2022 et 2023.

Mais depuis quelques mois, les prix chutent sur le marché de gros de l’électricité. Cela affecte directement les prix de revente de l’électricité renouvelable. Selon la CRE, ces prix de revente vont chuter et l’État va devoir les compenser, comme prévu par le contrat.

Le soutien de l’État aux énergies renouvelables retrouve son niveau d’avant-crise

Dans un communiqué de presse publié le 23 juillet, la CRE estime que « le soutien aux énergies renouvelables électriques et gazières devrait retrouver son niveau d’avant crise dès 2025, autour de 6 milliards d’euros ». La physionomie de ce soutien a néanmoins changé depuis 2020. À l’époque, deux tiers du soutien étaient versés aux filières de l’éolien terrestre et du photovoltaïque. En 2025, près d’un tiers de l’aide devrait être fléché vers l’éolien en mer et le biométhane injecté. Le photovoltaïque représentera la moitié environ de ce soutien étatique.

La hausse de l’aide en faveur des énergies renouvelables ne s’explique pas seulement par la baisse des prix sur les marchés de gros. Elle est liée également au développement des parcs de production d’énergie renouvelable, encouragé pour atteindre nos objectifs climatiques. S’agissant des énergies renouvelables électriques, le montant du soutien de l’État devrait peser à hauteur de 2,5 milliards d’euros pour cette année et 4,3 milliards d’euros en 2025, selon la déclaration de la CRE. L’institution fait toutefois un focus sur l’éolien terrestre qui produira des recettes pour l’État en 2024. « Particulièrement peu coûteuse pour l’État », la filière a permis de dégager 3,4 milliards d’euros de recettes l’an dernier. En 2024, elle représentera encore une recette, même si son niveau redescend à 0,3 milliard d’euros. Elle constituera une charge en 2025 qui ne pèsera toutefois qu’à hauteur de 5 % dans le coût total estimé au titre des énergies renouvelables électriques, « alors qu’elle produit la moitié des volumes soutenus ».

Enfin, à noter que dans son communiqué de presse, le gendarme de l’énergie aborde également la question des mesures prises à titre exceptionnel pour protéger le consommateur, tel que le bouclier tarifaire. Ces mesures ont coûté 26,3 milliards d’euros, pour le gaz et l’électricité. Ces sommes ont été dépensées en grande partie sur les années 2022 et 2023, les plus durement touchées par la crise énergétique et la flambée des prix.

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Un des deux centres de stockage en surface des déchets radioactifs situé dans l’Aube vient d’obtenir le feu vert de la préfecture pour augmenter sa capacité de stockage. Il s’agit du projet Acaci qui va donc pouvoir débuter pour accueillir davantage de déchets radioactifs à très faible activité.

Le traitement des déchets est probablement le sujet le plus délicat qui oppose pro et antinucléaires. Les déchets n’ont pas tous le même niveau de radioactivité ni la même période radioactive, c’est-à-dire la durée au bout de laquelle la radioactivité est divisée par deux. En effet, avec le temps, la radioactivité diminue. On classe ainsi les déchets en trois catégories : les déchets à vie très courte, à vie courte ou à vite longue selon leur période radioactive.

Les déchets radioactifs sont stockés ou entreposés. Plusieurs centres de stockages existent sur le territoire. Celui situé à la Hague étant plein, il ne reçoit plus de déchets depuis 1994. Deux autres centres fonctionnent encore dans l’Aube. Le premier a ouvert ses portes en 1992 pour les déchets de faible et moyenne activité à vie courte. Le second est le centre industriel de regroupement, d’entreposage et de stockage (Cires). Il a été créé en 2003 pour accueillir les déchets de très faible activité. À côté de la solution de stockage, il existe l’entreposage qui consiste à placer les déchets en surface ou en faible profondeur. Cela concerne les déchets à vie très courte dont la radioactivité disparait en une centaine de jours ainsi que les déchets les plus radioactifs à vie longue, pour lesquels aucune solution de stockage définitive n’est aujourd’hui en service, même si le projet Cigéo avance.

Éviter la saturation avant 2030

Peu à peu, les centres de stockage se remplissent. Ainsi, le centre de Cires a atteint 69 % de sa capacité fin 2022. Il risque d’arriver à saturation dès 2028-2029. Un projet a donc été mis en place pour augmenter sa capacité de stockage, sans étendre le périmètre du site. C’est le projet Acaci qui vient d’obtenir son autorisation préfectorale le 12 juillet 2024. Une instruction a déjà été menée par les services de l’État avec notamment le recueil de l’avis de l’Autorité environnementale et une enquête publique. La délivrance de l’arrêté préfectoral constituait l’étape suivante. Actuellement, le site peut accueillir jusqu’à 650 000 m³ de déchets radioactifs de très faible activité. Le projet permettra d’augmenter sa capacité jusqu’à 950 000 m³, sans ajouter de surface de stockage. La disposition actuelle sera optimisée pour permettre à davantage de déchets d’être stockés. Cela va passer par l’approfondissement des alvéoles, le raidissement des pentes et la surélévation de la partie supérieure du stockage.

Un diagnostic archéologique doit encore être mené sur place, à partir de septembre 2024. Si tout se passe comme prévu, les travaux débuteront à partir d’avril 2025 pour une mise à disposition à partir de 2028.

Plus d’informations sur la page dédiée au projet sur le site de l’Andra.

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La Cour des comptes européenne vient de rendre un rapport sur la place donnée à l’hydrogène dans l’Union européenne. Et le moins que l’on puisse dire, c’est que la gardienne des finances de l’UE est sceptique sur l’atteinte des objectifs prévus pour 2030.

Dans le cadre de son plan « REPowerEU », la Commission européenne a inclus l’hydrogène renouvelable afin de faciliter la transition énergétique de certains secteurs tels que le transport lourd et l’industrie. En France, la filière de l’hydrogène est soutenue dans le cadre du plan de relance. 9 milliards d’euros ont été alloués pour développer le marché de l’hydrogène sur le territoire.

Des objectifs trop ambitieux

Toutefois, dans un récent audit, la Cour des comptes européenne considère que les objectifs fixés par la Commission européenne sont trop ambitieux, « sans reposer sur une analyse rigoureuse ». Il s’agit d’atteindre 10 millions de tonnes d’ici 2030 pour la production et le même niveau pour l’importation d’hydrogène renouvelable.

Bien que l’audit reconnaisse que le cadre juridique européen lié au développement de l’hydrogène ait été rapidement élaboré, il est reproché à la Commission européenne de n’avoir aucune vision d’ensemble des fonds disponibles (privés ou publics) pour soutenir la filière. S’agissant des fonds européens destinés à la filière, ils sont estimés à 18,8 milliards d’euros. En outre, la Cour des comptes européenne regrette que les fonds européens alloués au secteur soient trop dispersés au sein de différents programmes, ce qui complexifie leur utilisation. D’ailleurs, la plus grande partie des financements est utilisée par quelques pays seulement, lesquels ont des projets avancés dans le domaine et sont dotés d’industries difficiles à décarboner. Il s’agit de l’Allemagne, de l’Espagne, de la France et des Pays-Bas.

Pour la gardienne des finances de l’UE, la situation actuelle n’est pas satisfaisante. Elle demande donc à la Commission européenne de « mettre à jour sa stratégie sur l’hydrogène sur la base d’une évaluation minutieuse de trois aspects majeurs ». Le premier est le réglage des incitations du marché en faveur de l’hydrogène vert. Le deuxième consiste en un meilleur fléchage des fonds européens vers certaines parties de la chaîne de valeur, laquelle se compose de trois phases : la production, le transport/distribution/stockage et l’utilisation. Enfin, la Commission européenne devra préciser « quelles industries l’UE souhaite maintenir, et à quel prix, compte tenu des implications géopolitiques d’une production interne par rapport à des importations de pays tiers ».

« Une vérification à l’épreuve de la réalité » demandée par la Cour des comptes européenne

Finalement, malgré des objectifs trop ambitieux dans le domaine, la Cour des comptes européenne conclut que « la Commission est parvenue en partie à créer les conditions propices à l’émergence du marché de l’hydrogène et à sa chaîne de valeur dans l’UE ». Elle demande néanmoins « qu’une vérification à l’épreuve de la réalité soit effectuée maintenant, puisque près de quatre ans se sont écoulés depuis la publication de la stratégie de l’hydrogène et que les premiers enseignements peuvent être tirés ».

En réponse, la Commission européenne défend son bilan et indique que « le développement d’un écosystème européen de l’hydrogène en est encore à sa phase initiale ». En conséquence, elle considère « qu’une évaluation complète visant à déterminer si l’objectif consistant à bâtir un écosystème européen de l’hydrogène a été atteint ne pourra être réalisée qu’à un stade ultérieur ».

Enfin, la Commission européenne refuse de revoir ses objectifs en matière d’hydrogène, même si elle reconnaît « qu’il existe des difficultés liées au développement de la chaîne de valeur de l’hydrogène et que le réservoir de projets, tant au sein de l’UE qu’au niveau international, n’est pas suffisamment avancé ».

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Dans son bilan semestriel de l’électricité 2024, l’agence internationale de l’énergie (AIE) souligne la forte croissance de la consommation d’électricité pour les deux prochaines années. Et pour la première fois, la part d’énergies renouvelables dans le total de la production d’électricité devrait dominer celle issue du charbon.

En 2023, l’AIE soulignait déjà que la filière du solaire vivait une année historique. Mais cela n’a pas empêché pas pour autant les énergies fossiles de poursuivre leur croissance. Pourtant, dans le cadre de la transition énergétique, l’AIE alerte depuis plusieurs années sur l’importance d’abandonner sans attendre tout nouveau projet d’exploitation d’énergies fossiles.

Une demande mondiale d’électricité en hausse en 2024

Dans son premier rapport semestriel de l’année 2024, l’agence relève d’abord que la demande mondiale en électricité continue de croître. On passe de +2,5 % en 2023 à +4 % en 2024. Ce serait le taux de croissance le plus élevé depuis 2007 (sauf rebond exceptionnel post Covid-9). Et même en 2025, le mouvement devrait se poursuivre avec une hausse prévue de +4 %. Ce phénomène s’explique par l’électrification massive des usages dans le cadre de la transition énergétique, mais également par la croissance économique et les vagues de chaleur intenses.

En détail, on note la forte demande en électricité de la Chine (+6 %) et de l’Inde (+8 %) qui ne permettra donc pas de diminuer les émissions de dioxyde de carbone du secteur électrique. Ailleurs, la hausse de la demande sera moindre cette année : +3 % aux États-Unis, justifiés par la croissance économique soutenue, l’augmentation de la demande de refroidissement et le développement du secteur des centres de données en raison de l’utilisation croissante de l’intelligence artificielle (IA). Pour l’Union européenne (UE), la hausse de la demande devrait se limiter à +1,7 %.

Le renouvelable répond présent pour satisfaire les besoins en électricité

Pour répondre à cette augmentation de la demande, on peut compter sur les sources de production d’électricité renouvelable, nous dit l’AIE. Leur part va passer de 30 % en 2023 à 35 % en 2025 dans l’approvisionnement mondial en électricité. Et l’AIE souligne un phénomène particulier : pour la première fois en 2025, la production issue des énergies renouvelables devrait dominer celle issue du charbon. Parmi les énergies renouvelables, le photovoltaïque répondra à la moitié environ de la croissance de la demande mondiale en 2024 et 2025. Et le photovoltaïque et l’éolien répondront à eux seuls aux trois quarts de cette croissance.

Malgré tout, le rapport souligne que la production d’électricité provenant du charbon ne va pas diminuer cette année. Le directeur des marchés énergétiques et de la sécurité de l’AIE, Keisuke Sadamori considère que si la situation est encourageante, il faut aller encore plus vite du côté du développement des énergies renouvelables : « il est encourageant de constater que la part des énergies propres dans le mix électrique continue d’augmenter, mais cela doit se faire à un rythme beaucoup plus rapide pour atteindre les objectifs internationaux en matière d’énergie et de climat ».

Les États prennent la mesure de la situation puisque, la COP28, qui s’est déroulée il y a quelques mois à Dubaï, s’est donné comme but de tripler sa capacité de production renouvelable d’ici 2030. L’AIE avait alors annoncé suivre de près cette évolution et avait calculé pour sa part, dans un rapport qu’une multiplication par 2 fois et demie était possible.

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Alors que l’État belge avait enfin trouvé une solution avec Engie au sujet de l’avenir de son parc nucléaire, la Commission européenne pourrait trouver à y redire. L’instance européenne a indiqué ouvrir une enquête en matière d’aides d’État concernant la prolongation du parc nucléaire belge.

L’avenir du parc nucléaire belge a été incertain pendant des années, entre décision de sortie du nucléaire et volonté de prolonger la durée de vie des centrales. Composé de 7 réacteurs répartis sur les deux sites de Doel (Flandre orientale) et Tihange (Liège), le parc de centrales nucléaires belges a vu deux premiers réacteurs arrêtés en septembre 2022 et janvier 2023.

Pour les réacteurs restants, Electrabel, une filiale d’Engie qui détient la majorité des parts du parc nucléaire belge et l’État se sont mis d’accord, après des mois de tractations. Finalement, deux réacteurs parmi les plus récents verront leur activité prolongée jusqu’en 2036. Et Engie versera 15 milliards d’euros à l’État qui prendra alors en charge la responsabilité des déchets nucléaires. 8 milliards d’euros supplémentaires permettront de financer le démantèlement du parc. L’originalité de cet accord réside dans le fait qu’il prévoit la création d’une coentreprise détenue à parts égales entre l’État et Engie pour gérer le fonctionnement des deux réacteurs. D’autres dispositions sont prévues et notamment tout un arsenal d’aides financières à destination d’Electrabel.

L’accord entre Engie et l’État belge passé au crible de la Commission européenne

Mais les États ne font pas ce qu’ils veulent au sein de l’Union européenne, surtout lorsqu’il s’agit de distribuer des soutiens financiers à telle ou telle filière. La Commission européenne devait donc valider cette entente. Or, elle vient d’annoncer ouvrir « une enquête approfondie » concernant le soutien belge en faveur de la prolongation de la durée de vie de deux réacteurs nucléaires. La Commission va ainsi vérifier si le soutien de la Belgique respecte la réglementation européenne en matière d’aides d’État. Elle a d’ores et déjà indiqué « nourrir des doutes » à ce sujet.

La Commission européenne va vérifier plusieurs points et en particulier la création de l’entreprise commune entre l’État et l’énergéticien. Toutes les dispositions financières seront également passées au crible, notamment le contrat d’écart compensatoire (ou contrat pour différence). Il permet à l’État d’intervenir pour garantir un prix minimum dans le cadre de l’exploitation des deux réacteurs.

L’État belge va pouvoir faire part de ses observations au cours de la procédure. La ministre belge de l’Énergie s’est d’ailleurs montrée rassurante quant à cette enquête, affirmant qu’elle faisait « partie du processus ». Quoiqu’il en soit, l’accord trouvé entre l’État et Engie a demandé beaucoup de temps et de négociations. Une remise en cause par la Commission européenne serait une très mauvaise nouvelle et replongerait l’avenir du nucléaire belge dans l’incertitude.

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Un nouveau décret portant sur les aides en matière de rénovation énergétique vient d’être publié. Il facilitera le cumul des dispositifs de financements, afin de couvrir davantage le montant des travaux. Son application est prévue pour le 1^er janvier 2025.

Selon l’ADEME, la consommation d’énergie du secteur du bâtiment a bondi de 20 % en 30 ans. L’État a donc fait de la rénovation énergétique des bâtiments une priorité. S’agissant des logements, plusieurs dispositifs d’aides existent, afin d’aider les ménages à financer leurs travaux : MaPrimeRénov’, les certificats d’économies d’énergie (CEE), l’éco-prêt à taux zéro, la TVA à taux réduit. Sans parler des aides locales qui complètent le panel.

Un cumul facilité des aides de l’État avec celles des collectivités locales

Certaines aides se cumulent entre elles, mais la réglementation veille à ce que le total perçu ne dépasse pas un certain seuil. C’est ce qu’on appelle l’écrêtement et son taux diffère en fonction des revenus du foyer. Justement, c’est à ce niveau qu’une nouveauté va intervenir dès l’année prochaine pour faciliter le cumul des aides de l’État avec celles des collectivités locales.

Le gouvernement vient de publier un décret le 15 juillet 2024 qui modifie le taux d’écrêtement du volet « Parcours accompagné » de MaPrimeRénov’. Cela concerne les rénovations d’ampleur qui permettent de gagner au moins deux classes énergétiques et comprennent au moins deux gestes d’isolation. À partir du 1^er janvier 2025, les propriétaires aux revenus intermédiaires pourront cumuler MaPrimeRénov’ avec les aides des collectivités locales pour atteindre un total de 80 % du coût total des travaux (contre 60 % actuellement). Pour les ménages aisés, on passe de 40 % à ce jour à 50 % dès l’an prochain.

Un second décret devrait être publié rapidement à destination des propriétaires aux revenus modestes qui verront leur taux d’écrêtement augmenter de 80 à 90 %. Pour les foyers très modestes, rien ne change puisque le plafond est déjà fixé à 100 %. Enfin, le texte facilitera le cumul de MaPrimerénov’ « Parcours accompagné » avec l’éco-prêt à taux zéro qui permet de financer ses travaux grâce à un prêt sans intérêt. L’État espère ainsi inciter les ménages à entreprendre des travaux d’ampleur dans leur logement, afin d’améliorer les performances énergétiques des bâtiments.

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Le gouvernement a annoncé que le prix de l’électricité n’augmenterait pas au 1^er août prochain, malgré les recommandations de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Il n’y aura donc pas de nouvelle hausse du prix de l’électricité en 2024.

Depuis 2022, les prix de l’énergie ne cessent d’augmenter et pèsent lourdement sur la trésorerie des ménages et des entreprises. La guerre en Ukraine et les difficultés d’approvisionnement de l’Europe en gaz naturel ont eu un impact direct sur le prix de l’électricité. En France, les difficultés sont également venues d’une baisse d’activité du parc nucléaire, en raison d’arrêts inopinés rendus nécessaires en raison d’un phénomène de corrosion sous contrainte. Entre février 2022 et février 2024, le prix du TRV a ainsi bondi de près de 40 %.

Pas d’augmentation du prix de l’électricité en août 2024

Une deuxième hausse du prix de l’électricité devait intervenir le mois prochain. Mi-juillet, la CRE a publié deux délibérations portant sur les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE). Le TURPE est une taxe reversée aux gestionnaires de réseaux pour l’entretien et l’utilisation du réseau d’électricité. Il est revalorisé tous les quatre ans après avis de la CRE et son montant représente de l’ordre de 30 % de la facture d’électricité des Français. Dans sa délibération, la CRE proposait une augmentation de 4,81 % du TURPE HTA-BT. Cela concerne les consommateurs raccordés aux réseaux de distribution. La hausse devait être de 4,99 % concernant TURPE HTB, lequel s’applique aux sites raccordés directement au réseau de transport. À noter que dans les deux cas, la CRE justifiait la hausse pour moitié par la prise en compte de l’inflation.

Quoiqu’il en soit, le ministre de l’Énergie, Roland Lescure a annoncé ne pas vouloir appliquer cette hausse qui aurait pesé à hauteur de +1% environ dans la facture finale. Avec l’augmentation du prix du gaz de 11,7 % en juillet, le gouvernement voulait sans doute éviter de prendre une nouvelle mesure impopulaire. D’autant que la situation politique est actuellement très perturbée depuis la dissolution de l’Assemblée nationale et les élections législatives qui ont suivi. Les consommateurs vont donc avoir un peu de répit, avant la prochaine révision possible en février 2025. À ce sujet, rappelons qu’en pleine campagne législative, le ministre de l’Économie a promis une baisse du tarif de 10 à 15 % à cette date.

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La République tchèque vient de trancher pour le choix de ses nouveaux réacteurs nucléaires. Le Sud-Coréen KHNP a été préféré à l’énergéticien français EDF. Une occasion ratée pour la filière de l’atome tricolore.

La République tchèque est fortement dépendante du charbon qui est à l’origine de près de 45 % de sa production d’électricité. Or, le pays a annoncé vouloir sortir du charbon d’ici 2033. Cela passera par le développement des énergies renouvelables ainsi que par la relance du nucléaire qui représente déjà 37 % environ de la production d’électricité.

Le coréen KHNP préféré à l’énergéticien français EDF pour la construction de nouveaux réacteurs tchèques

Pour atteindre ses objectifs, la République tchèque a décidé de passer commande de nouveaux réacteurs nucléaires. Un premier marché est en passe d’aboutir, pour une paire de réacteurs au sein de la centrale de Dukovany, située dans le sud du pays. Ces dernières semaines, seuls le Français EDF avec son réacteur EPR1200 et le Sud-Coréen KHNP et son APR1000 restaient en lice pour cet appel d’offres. Côté français, le Président de la République s’était déplacé à plusieurs reprises en République tchèque pour appuyer l’offre d’EDF. Peine perdue puisque c’est finalement la firme sud-coréenne qui a été choisie.

L’annonce officielle est tombée le 17 juillet 2024. Le Premier ministre tchèque Petr Fiala a annoncé que « l’offre coréenne était meilleure sur tous les critères évalués, y compris le prix ». Pour la suite, des discussions seront menées avec la firme coréenne pour la construction de deux nouveaux réacteurs à la centrale de Temelin, située dans la région de Bohême-du-Sud.

EDF passe donc à côté d’un marché à plusieurs milliards d’euros puisque selon le Premier ministre tchèque, le coût d’un réacteur est de 8 milliards d’euros environ, en cas de construction de deux unités. C’est une commande historique pour le pays qui espère signer les contrats liés à la première paire de réacteurs dans les prochains mois. Les premiers tests de fonctionnement sont prévus pour 2036 avec une exploitation commerciale d’ici 2038.

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L’Assemblée générale des Nations Unies demande la restitution de la centrale nucléaire de Zaporijia aux autorités ukrainiennes. La centrale est sous contrôle russe depuis mars 2022 et les Nations unies craignent pour la sécurité du site nucléaire. Quelle est la portée de ce texte ?

Depuis l’invasion russe en Ukraine en février 2022, le sort de la plus puissante centrale électrique européenne inquiète la communauté internationale. Avec ses six réacteurs de 1 000 mégawatts (MW) chacun, elle produisait plus d’un cinquième de l’électricité ukrainienne avant le conflit. Dès mars 2022, les soldats russes ont pris le contrôle du site, tout en maintenant le personnel ukrainien sur place pour faire fonctionner les installations. Les six réacteurs sont désormais déconnectés du réseau électrique, mais il est nécessaire de maintenir une activité sur place pour refroidir les réacteurs. Des experts de l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) sont présents sur place depuis septembre 2022.

De nouvelles attaques sur la centrale de Zaporijia font craindre une catastrophe nucléaire

Toutefois, la centrale a été la cible régulière d’attaques jusqu’en novembre 2022, laissant planer la menace d’une catastrophe nucléaire. La communauté internationale a demandé à de nombreuses reprises qu’une zone démilitarisée soit mise en place autour du site, afin de le sécuriser, en vain.

En avril 2024, le directeur général de l’AIEA a alerté le Conseil de sécurité des Nations Unies en précisant qu’on se rapprochait « dangereusement d’un accident nucléaire » sur le site de Zaporijia, du fait de nouvelles attaques. Depuis, les attaques dans la zone se poursuivent, comme en atteste la dernière déclaration du directeur général de l’AIEA en date du 3 juillet 2024.

Il s’agit d’attaques de drones qui ne visent pas directement la centrale, mais qui pourraient avoir des conséquences directes sur la sécurité nucléaire. En effet, la centrale dépend d’une ligne électrique provenant de la centrale elle-même, qui permet de fournir l’électricité nécessaire au refroidissement des réacteurs. Une ligne de secours existe également, mais l’AIEA précise que « la situation reste précaire » dans son dernier communiqué.

Une résolution symbolique de l’Assemblée générale des Nations Unies

Pour tenter de faire pression sur la Russie, l’Assemblée générale des Nations Unies a adopté le 11 juillet dernier une résolution, avec 99 voix favorables, 9 voix opposées et 60 abstentions. Ce texte exige que les Russes se retirent de la centrale de Zaporijia et la remettent immédiatement aux autorités ukrainiennes. Il est également demandé à la Russie de retirer toutes les mines antipersonnel qui ont été installées tout autour du site nucléaire.

La portée de cette résolution, adoptée à la majorité des voix, n’est que symbolique puisqu’elle n’a aucune valeur contraignante. C’est d’ailleurs ce qui différencie les résolutions de l’Assemblée générale des Nations Unies de celles du Conseil de sécurité. Ces dernières sont contraignantes juridiquement, mais les 5 membres permanents dont la Russie disposent d’un droit de véto pour bloquer leur adoption. Et la Russie a bloqué toute résolution du Conseil de sécurité sur le sujet.

Il n’y a donc aucune suite à attendre de cette résolution de l’AG que la Russie a d’ailleurs critiquée dès son adoption, qualifiant le texte de « provocateur ».

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La filière photovoltaïque mise sur l’épargne des citoyens pour se développer localement. Voici un exemple en Pays de la Loire, avec un financement participatif rendu possible grâce à un outil appelé CoWatt.

Le financement participatif est en vogue depuis plusieurs années. Cette pratique consistant à faire appel à l’épargne citoyenne pour développer de nouveaux projets moyennant une contrepartie plus ou moins importante s’est répandue dans tous les secteurs. La filière du solaire compte bien s’en servir aussi pour se développer localement.

Investir dans un projet solaire à partir de 100 euros

À côté des projets d’autoconsommation collective qui rassemblent producteurs et consommateurs pour mettre sur pied des circuits courts dans le domaine de l’énergie, le financement participatif solaire tend à se développer. Il vise également des projets locaux de production photovoltaïque. Mais contrairement à l’autoconsommation collective, les participants sont des investisseurs et non les consommateurs de l’énergie produite via le projet.

Grâce à l’outil CoWatt, des citoyens des Pays de la Loire sensibles à la transition énergétique peuvent mettre en commun leur épargne pour soutenir plusieurs projets photovoltaïques sur leur territoire. Ils deviennent ainsi actionnaires, avec un investissement minimal de 100 euros. Il s’agit d’un véritable placement puisque l’épargne génère une rémunération via la revente de l’électricité produite par l’installation solaire. CoWatt rappelle toutefois que la rentabilité n’est pas le premier objectif. Le but est d’atteindre 2 % de rendement pour les associés. Toutefois, ce montant n’est pas garanti. Et il s’agit d’un placement à long terme puisque les actions ne peuvent pas être cédées avant un délai de 10 ans.

23 projets ont été financés et sont en cours de fonctionnement, de La Roche-sur-Yon à Mauges-sur-Loire en passant par Guérande. Et 4 sont en cours de souscription pour un montant à collecter compris entre 13 500 et 90 000 euros. Parmi eux, un projet de toiture terrasse au sein d’un groupe scolaire situé à Montplaisir, au nord d’Angers qui est presque terminé.

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La France vient de rendre à Bruxelles son Plan national intégré énergie-climat (PNIEC). Ce texte dévoile les moyens que le pays entend mettre en œuvre afin de parvenir à ses objectifs climatiques à l’horizon 2030. Explications.

Tout comme ses homologues de l’Union européenne (UE), la France s’est engagée à atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Afin d’y parvenir, l’UE a adopté un Pacte vert comprenant plusieurs mesures visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES). Et chaque État doit remettre à la Commission européenne un document stratégique portant sur ses objectifs en termes d’énergies renouvelables, d’efficacité énergétique et de réduction des émissions de GES. Ce texte s’appelle le plan national intégré énergie-climat (PNIEC).

Une réduction de consommation d’énergie finale de -30 % d’ici 2030

Côté français, une première version du PNIEC avait été remise à Bruxelles fin 2023. Compte tenu des observations de la Commission européenne, une version définitive vient d’être déposée ce mois-ci. En préambule, le texte précise se fonder sur trois documents en cours de révision. Il s’agit de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), de la stratégie nationale bas-carbone (SNBC) et du plan national d’adaptation au changement climatique (PNACC).

Sur plus de 300 pages, le PNIEC donne les objectifs français par secteur d’ici 2030 ainsi que pour 2035 s’agissant du secteur énergétique. On y apprend que la France va tendre vers un objectif de réduction de -30 % de consommation énergétique finale en 2030, pour un total de 1 243 TWh. Pour l’instant, nous ne parviendrions pas tout à fait à ce seuil, puisqu’en effet, le texte indique une consommation finale de 1381 TWh.

La réduction des émissions de GES devrait être de 50 % d’ici 2030 par rapport à 1990, alors que l’UE avait fixé l’objectif de baisse à -55 % dans son « Fit for 55 ». Concernant la neutralité carbone en 2050, c’est un « objectif non évalué à ce stade » selon le texte. Dans le détail, la France devrait être en mesure de diminuer les émissions énergétiques du secteur des transports de -24 % en 2030 et -47 % en 2050 par rapport à 2015. La baisse des émissions du secteur des procédés industriels devrait atteindre 35 % entre 2015 et 2030 et -53 % d’ici 2050.

Énergies décarbonées ou énergies renouvelables ?

Le document joue toutefois sur les mots s’agissant de son mix énergétique. En effet, il est précisé que le pays devrait atteindre 58 % d’énergies décarbonées dans sa consommation finale d’énergie et 71 % en 2035. En parlant d’énergie décarbonée et non d’énergie renouvelable, la France voit plus large et inclut le nucléaire, point fort de son bouquet énergétique. En 2030, la part de consommation finale d’énergie d’origine renouvelable devrait être de 570 TWh. Cela représente 41 % des 1 381 TWh de consommation finale totale prévue. C’est en deçà du seuil de 44 % demandé par la Commission européenne.

S’agissant du mix électrique, il sera décarboné à hauteur de 96 % en 2030 avec 61 % pour le nucléaire et 35 % d’énergies renouvelables, selon le PNIEC. La France entend donc atteindre ses objectifs climatiques grâce au nucléaire principalement. Cette position est cohérente avec le récent discours de la Sorbonne du Président de la République. Au cours de cette allocution d’avril dernier, Emmanuel Macron appelait les États membres de l’UE à « construire l’Europe de l’atome » qui permet d’atteindre les objectifs climatiques et de préserver la souveraineté énergétique européenne. Pour autant, la France compte aussi sur le développement des énergies renouvelables en fixant les objectifs suivants :

• Pour le photovoltaïque : doubler le rythme annuel de développement des nouvelles capacités afin d’atteindre entre 54 et 60 GW de puissance installée en 2030 et 75 à 100 GW en 2035 ;
• L’éolien terrestre : maintenir le rythme de développement actuel pour atteindre 33 à 35 GW de puissance installée en 2030 et 40 à 45 GW en 2035. Cela passera notamment par le repowering des installations existantes, c’est-à-dire le remplacement d’installations par des modèles plus performants ;
• Pour l’éolien en mer : parvenir à 3,6 GW de capacité installée en 2030 ;
• L’hydroélectricité : augmenter les capacités installées de 2,8 GW d’ici 2035, essentiellement sur la base d’installations existantes.

L’atome, filière essentielle à la décarbonation française

Du côté du nucléaire, le plan compte sur la mise en service de l’EPR de Flamanville et sur la poursuite d’activité du parc existant. La construction de 6 nouveaux EPR2 est également prévue ainsi que l’étude portant sur 8 EPR2 complémentaires. La France s’appuiera également sur les petits réacteurs modulaires (SMR), avec notamment le lancement d’un prototype de réacteur avancé d’ici 2030, dans le cadre du projet Nuward. Sur ce point, EDF connaît des difficultés et doit modifier en profondeur le design de son mini réacteur, en raison de problèmes techniques.

Sur la sortie des énergies thermiques fossiles, la France s’engage sur la fin de la production d’électricité à partir du charbon en 2027 et la sortie de la dépendance aux énergies fossiles en 2050. Toutefois, le texte rappelle qu’au-delà des horizons 2030-2035 prévus par le plan, les trajectoires seront actualisées par la suite.

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Pour la première fois, un fournisseur d’énergie a été sanctionné par l’organisme de règlement des différends du gendarme de l’énergie. Ohm Énergie se voit infliger une sanction de 6 millions d’euros pour avoir abusé du système permettant d’obtenir d’EDF de l’électricité à bas coût issue des centrales nucléaires. Explications.

Rappelons brièvement le contexte. Dans le cadre de l’ouverture du marché de l’énergie à la concurrence, le fournisseur historique EDF, qui gère le parc de centrales nucléaires, doit se soumettre à une obligation. Il s’agit de respecter le mécanisme de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) qui prévoit de revendre à ses concurrents fournisseurs d’énergie, de l’électricité issue des centrales, dans une proportion et un coût (faible) prévus par les textes.

Une sanction de 6 millions d’euros pour abus d’ARENH

Ce mécanisme, qui prendra fin au 31 décembre 2025, permet de respecter le jeu de la concurrence en accordant à chaque fournisseur la possibilité de tirer parti de l’électricité produite par les centrales. Toutefois, cette pratique s’exerce dans un cadre précis et les fournisseurs doivent acheter à EDF une quantité d’électricité qui n’excède pas les besoins de leurs clients. Or, avec la crise de l’énergie et la flambée des prix de l’électricité sur les marchés de gros, une pratique illégale a vu le jour : acheter un maximum d’électricité à bas coût auprès d’EDF en remplissant son portefeuille de clients pour justifier cet achat. Puis, résilier un maximum de contrats en augmentant fortement ses prix, pour revendre son électricité excédentaire sur le marché de gros. Et empocher une importante plus-value au passage.

Cette pratique a été révélée au grand public par une émission de Complément d’enquête diffusée en mars dernier. Pour beaucoup, cela a été une découverte. Mais pas pour le gendarme de l’énergie. En effet, la commission de régulation de l’énergie (CRE) avait ouvert une procédure depuis septembre 2022 à l’encontre du fournisseur Ohm Énergie pour abus d’ARENH.

Le comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDIS) de la CRE vient de rendre sa copie, près de deux ans après sa saisine. L’abus d’ARENH est bien caractérisé et Ohm Énergie écope d’une sanction record de 6 millions d’euros. C’est la première fois que le CoRDIS applique une sanction d’un tel montant. Mais c’est en réalité une goutte d’eau au vu des 44,3 millions que le fournisseur aurait empochés grâce à ce système, selon l’émission Complément d’enquête. Reste que l’image du fournisseur va être sérieusement écornée auprès du grand public.

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Le spécialiste français de la cuisson solaire, Solar Brother, a inauguré le 4 juillet son showroom et centre de recherche et développement à Carnoules dans le Var. L’idée est de proposer au grand public et aux professionnels un lieu permettant de s’informer et de se former sur la cuisson solaire.

Dans la famille du solaire, la branche photovoltaïque est la plus développée avec un marché qui a explosé ces dernières années. Les kits prêts-à-brancher permettent notamment au plus grand nombre de s’essayer à l’autoconsommation solaire. Mais les utilisations des rayons solaires ne se limitent pas à la production d’électricité.

C’est ce que l’entreprise française Solar Brother veut montrer en ouvrant un véritable showroom, essentiellement dédié à la cuisson solaire. Créé en 2016, Solar Brother s’est fait un nom dans le secteur de la cuisson solaire en proposant plusieurs appareils qui permettent de cuire des aliments grâce à l’énergie solaire par concentration.

Des ateliers ouverts à tous pour découvrir la cuisson solaire

Le centre solaire de Solar Brother est situé à Carnoules (Var) et accessible à tous. Des ateliers découvertes autour de la cuisine solaire y sont organisés et ouverts au grand public. Pendant 4 heures, les participants bénéficient d’un cours théorique sur l’énergie solaire. Ils peuvent aussi tester la cuisine solaire en dégustant leurs mets sur place pour le déjeuner. Une des originalités du concept est de permettre aux participants de fabriquer leur propre four solaire, avec lequel ils peuvent repartir. En effet, Solar Brother met gratuitement à la disposition du public ses plans de fours solaires en open source, accessibles sur son site internet.

Trois appareils de cuisson sont ainsi accessibles à la démonstration. Le Sungood qui permet de cuisiner des plats pour 2 à 4 personnes avec une température de 100 à 120 °C. Le Sungood 360° adapté aux repas pour 3 à 5 personnes avec une température de cuisson qui peut atteindre 200 °C en moins de 10 minutes. Le plus grand modèle, le Sungood XL, peut nourrir 6 à 8 personnes.

L’autre objectif de ce showroom est de former les chefs à la cuisine solaire. Alors qu’un premier restaurant solaire a ouvert à Marseille en juin dernier, Solar Brother souhaite faire connaître aux professionnels de la restauration son four solaire géant, le Sunchef Pro. Équipé de miroirs en demi-lune, d’un panneau photovoltaïque et d’une batterie pour actionner le moteur d’orientation, l’appareil est prévu pour nourrir jusqu’à 50 personnes avec des températures de cuisson pouvant atteindre 250 °C.

Sur place, Solar Brother réalisera également de la recherche et développement (R&D) et testera ses futures innovations. Enfin, deux autres produits de la gamme Solar Brother sont à découvrir sur le site. Le séchoir solaire écologique OMY fabriqué en France qui a pour fonction de déshydrater jusqu’à 7 kg d’aliments. Et le Sun Aéro qui chauffe et renouvèle l’air d’une pièce et permet donc de faire des économies de chauffage.

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La commission de régulation de l’énergie (CRE) vient d’annoncer 13 mesures visant le secteur de l’énergie. Il s’agit de pratiques que les fournisseurs sont invités à adopter pour améliorer la protection des consommateurs. On vous donne les détails.

La concurrence dans le secteur de l’électricité et du gaz naturel n’est pas nouvelle. Elle a conduit à l’émergence de nombreux fournisseurs proposant des offres tout aussi nombreuses. Et il n’est pas toujours évident pour le consommateur de s’y retrouver. Des pratiques de démarchage abusif ont également été mises à jour dans le secteur, tendu par la crise de l’énergie.

13 mesures proposées pour protéger les clients en électricité et gaz

Pour assainir le marché et le rendre plus sûr pour les consommateurs, le Médiateur national de l’énergie a publié un guide des bonnes pratiques fin 2023. C’est désormais la CRE qui a décidé d’agir. L’institution s’est entretenue avec les fournisseurs de gaz naturel et d’électricité, ainsi qu’avec le Médiateur de l’énergie qui gère les conflits entre opérateurs et consommateurs. 13 mesures ont émergé de ces discussions, visant à renforcer l’information des clients. Ces dispositions balisent l’ensemble du parcours du client auprès de son fournisseur. D’abord, avant la signature du contrat, 6 pratiques sont proposées. Elles ont pour but d’améliorer l’information et la protection du consommateur :

• Clarification de la typologie des offres
• Harmonisation des fiches descriptives des offres
• Estimation de la facture avant la souscription
• Obligation d’afficher les prix
• Obligation d’un conseil tarifaire à la souscription
• Visibilité sur l’évolution du prix sur 12 mois

Clairement, l’idée ici est de lutter contre la pratique un peu trop répandue de certains fournisseurs de tenter d’augmenter leurs parts de marché en utilisant des méthodes de démarchage critiquables. Il s’agit par exemple de proposer au potentiel client de signer un contrat avec des mensualités moins élevées qu’avec leur fournisseur actuel. Le client signe, pensant faire une affaire, mais il déchante au bout d’un an, en recevant une facture de régularisation salée. En effet, le client n’a pas toujours en tête que les mensualités ne sont qu’une estimation de sa consommation et qu’une régularisation est faite en fin d’année. Si les mensualités sont sous-évaluées, le rattrapage aura lieu sur la facture annuelle.

Il est donc désormais indispensable que le client comprenne les conditions contractuelles et qu’il soit conseillé de façon objective par son fournisseur. Il doit aussi savoir explicitement si le prix est amené à évoluer dans les douze prochains mois.

Des consommateurs protégés tout au long de la vie du contrat d’énergie

Pendant la phase d’exécution du contrat, 5 pratiques sont proposées par la CRE :

• Présentation de l’impact sur la facture avec préavis en cas d’évolution du prix en cours de contrat
• Révision de l’échéancier de paiement en cas d’évolution au-delà d’un certain seuil
• Respect de l’engagement sur le prix
• Communication du prix à tout moment sur demande
• Mise en avant des informations de consommation utiles aux consommateurs

Au cours du contrat, la protection du client concerne essentiellement le prix. Le fournisseur doit informer son client d’une éventuelle augmentation tarifaire. Il doit aussi le prévenir si sa facture de régularisation va être élevée. Cela peut être le cas par exemple en raison d’une augmentation des consommations. Le fournisseur doit alors réévaluer les mensualités pour lisser la régularisation sur plusieurs mois. Le client doit aussi avoir accès à ses informations sur sa consommation, d’autant que la télétransmission du compteur Linky permet désormais au fournisseur d’avoir des relevés réguliers. En fin de contrat, la CRE suggère deux mesures à l’égard des fournisseurs :

• Information en cas de renouvellement
• Obligation d’information en fin de contrat

Le client doit en effet savoir clairement quand son contrat se termine. Il faut rappeler à ce sujet que les clients résidentiels sont toujours libres de changer de fournisseur, à n’importe quel moment et sans frais. Ce n’est pas toujours vrai pour les professionnels.

Des mesures de protection des consommateurs appliquées par les opérateurs d’énergie volontaires

Concrètement, ces mesures entreront en vigueur à partir du 30 septembre 2024. Elles n’ont à ce stade aucune portée contraignante. Seuls les opérateurs volontaires pourront s’engager à les respecter. La CRE publiera néanmoins une liste des opérateurs qui ont accepté de les appliquer et celle des opérateurs non signataires, ce qui devrait motiver ces derniers à sauter le pas.

Les mesures viseront dans un premier temps les particuliers. La CRE envisage de les proposer à l’été 2025 aux très petites entreprises (TPE), aux syndicats de copropriétés, aux associations et aux petites collectivités. La Commission appelle les parlementaires à intégrer les mesures dans un cadre législatif, afin de les rendre obligatoires. Enfin, la CRE effectuera un contrôle de l’application des mesures sans que l’on connaisse les modalités de cette vérification. Rappelons que les clients qui sont en litige avec leur fournisseur peuvent saisir gratuitement le médiateur national de l’énergie pour les aider à parvenir à une solution amiable.

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Les clients ayant souscrit l’option heures pleines (HP)/ heures creuses (HC) sur leur contrat d’électricité pourraient bientôt devoir changer leurs habitudes de consommation. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) propose de modifier les plages d’heures creuses en été, lorsque la production des énergies renouvelables est à son maximum.

Avec l’augmentation des prix de l’électricité, les clients cherchent à faire des économies par tous les moyens. Cela passe par la réduction de leur consommation électrique et par la mise en concurrence des fournisseurs pour bénéficier d’un prix attractif. Lors de la signature du contrat, le consommateur va s’interroger sur son option tarifaire : soit le tarif « base » qui suppose l’application du même prix tout le temps, soit le tarif HP/HC. Ce dernier prévoit un prix plus attractif pendant une plage horaire de 8 heures, généralement entre 22 h 30 et 6 h 30, mais parfois aussi en milieu de journée. Le reste du temps, le tarif sera en revanche un peu plus élevé que le tarif base.

Une option tarifaire critiquée qui pourrait revenir au goût du jour

L’abonnement est aussi plus élevé avec l’option HP/HC. Pour la rentabiliser, il faut donc consommer un maximum d’électricité pendant les heures creuses. Cette offre tarifaire a fait l’objet de vives critiques il y a quelques années, puisqu’il devenait de plus en plus difficile de la rentabiliser. Avec la crise de l’énergie et les besoins de sobriété énergétique, les pouvoirs publics ont incité les consommateurs à changer leurs usages. EDF a ainsi remis au gout du jour son offre Tempo qui prévoit six plages tarifaires réparties tout au long de l’année. S’agissant de l’offre HP/HC, la CRE voudrait la voir modifier, étant entendu que les plages d’heures creuses sont définies exclusivement par le distributeur Enedis, lors de la souscription de l’option.

Les heures creuses mieux placées en été pour profiter de la production des énergies renouvelables

Dans sa consultation publique du 14 décembre 2023 portant sur la structure tarifaire des prochains tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE7), la CRE propose une modification de la plage des heures creuses. Cela permettrait de tenir compte de la production élevée des sources de production d’énergie renouvelable en été.

Pour justifier sa proposition, la CRE rappelle que les heures creuses méridiennes prévues entre 11 h et 14 h ont coïncidé avec des pics de consommation lors de la crise énergétique de l’hiver 2022-2023. Cela a poussé les pouvoirs publics à prendre la décision de supprimer ces heures creuses méridiennes pendant l’hiver. Le dispositif a même été reconduit l’hiver dernier.

La CRE propose donc d’adapter les plages horaires à la nouvelle physionomie du réseau. Pour cela, il est proposé :

• que les heures creuses mal placées qui pénalisent le réseau soient déplacées pour tous les consommateurs ;
• que les heures creuses ne soient plus attribuées sur la plage méridienne en hiver, pour les nouveaux clients ;
• que les heures creuses soient prioritairement placées l’après-midi, en été.

Une plage d’heures creuses qui pourrait aller jusqu’à 10 heures en été

Ainsi, la CRE envisage de définir deux périodes dans l’année qui auraient chacune des plages horaires différentes. Entre novembre et mars, le placement des heures creuses se ferait soit la nuit, soit entre 14 h et 17 h. Entre avril et octobre, les heures creuses seraient idéalement placées entre 2 h et 6 h et de 11 h à 17 h. La CRE envisage même que les plages des HC puissent excéder 8 h en été pour atteindre 10 h. Un paramètre resterait identique par rapport au dispositif actuel. C’est bien Enedis qui définirait les HC, sans que le client ne puisse avoir son mot à dire. Le choix du distributeur se fait en fonction des particularités locales et n’est pas identique pour tous les consommateurs d’un même territoire.

Cette modification des plages HP/HC ne pourra pas se faire du jour au lendemain, comme le reconnaît la CRE qui précise que cette option tarifaire touche près de la moitié des consommateurs (résidentiels et petits professionnels). Et pour la plupart d’entre eux, les plages horaires n’ont jamais changé sur le contrat. Un véritable accompagnement sera donc nécessaire pour guider les consommateurs sur les nouvelles habitudes à adopter pour tirer profit de leur option.

De plus, il était déjà compliqué pour les clients de s’y retrouver parmi la multitude d’offres proposées par les fournisseurs avec des options tarifaires propres à chaque opérateur, en dehors du tarif base et HP/HC qui restent identiques partout. L’offre HP/HC était jusqu’ici la plus facile à comprendre pour les consommateurs qui souhaitaient optimiser leurs usages pour faire des économies. Espérons que la nouvelle version de cette option tarifaire ne fera pas fuir les potentiels clients et qu’ils seront suffisamment informés de la modification des plages horaires, à chaque changement de saison été/hiver.

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