Treize éoliennes géantes et une électricité vendue 86,45 euros le mégawattheure : c’est le très faible tarif de rachat qu’a promis le vainqueur du premier appel d’offre éolien flottant commercial au large des côtes bretonnes. Pennavel, société du consortium composé d’Elicio et BayWa r.e. développera un parc d’une puissance minimale de 250 mégawatts (MW).

Les éoliennes du futur parc de Bretagne sud, premier parc éolien flottant commercial de France, s’élèveront à 29 km de l’île de Groix et 19 km de Belle-île. Le chantier démarrera en 2029 pour une mise en service prévue en 2032. Il y a quelques semaines, l’État a annoncé le nom de l’entreprise lauréate de l’appel d’offres, qui aura donc la charge de concevoir et d’exploiter le parc : il s’agit d’un consortium composé d’Elicio et de BayWa r.e.

Un appel d’offres particulièrement surprenant. Outre l’étonnant désistement du véritable lauréat, le tarif d’achat promis par Elicio et BayWa r.e. est nettement plus bas que ses concurrents : 86,45 euros le mégawattheure (€/MWh). Lors du débat public organisé par la Commission nationale du débat public (CNDP) en 2020, la maîtrise d’ouvrage avançait plutôt le chiffre cible de 120 €/MWh. Elle justifiait ce tarif compte tenu du « caractère innovant du projet, basé sur des technologies encore en phase de démonstration et qui ne bénéficie que de peu de retours d’expérience dans le monde et en Europe. » La valeur moyenne des offres se situait autour de 101,74 €/MWh, légèrement en deçà des coûts moyens de production estimés par le ministère de la Transition écologique, entre 120 et 150 €/MWh. À titre de comparaison, les trois fermes pilotes flottantes (entre 25 et 30 MW chacune) en Méditerranée ont obtenu un tarif de rachat de 240 €/MWh.

Une course effrénée à la baisse de prix de l’éolien

Il existe donc une course à la baisse des tarifs de rachat, afin de justifier une certaine maturité de la technologie éolienne flottant. Les tarifs de rachat sont composés du prix auquel le producteur vend son électricité sur le marché et du complément de rémunération (argent versé par l’État pour combler la différence). En l’occurrence, si le consortium avait remporté l’appel d’offre à 120 €/MWh, il explique qu’il aurait touché 80 millions d’euros par an, soit 1,6 milliard sur 20 ans. Avoir des vainqueurs d’appel d’offres au plus bas prix de rachat est une bonne nouvelle pour l’État. Car le soutien financier aux renouvelables diminuera, mais lorsqu’il est trop bas, cela peut compromettre la viabilité du projet.

Si l’appel d’offre a pris des mois de retard, c’est bien parce que le premier lauréat s’est désisté après avoir proposé un prix trop risqué. Le second, actuel lauréat de l’appel d’offre, n’est pas en reste : la CRE a lancé une procédure relative aux offres comportant un tarif sous-évalué. L’objectif de cette procédure est de déterminer si le constructeur exploitant propose un prix en accord avec ses vrais coûts de construction et d’exploitation. À son terme, la Commission de régulation de l’énergie a justifié « ne pas avoir éliminé l’offre » en considérant que les risques pesant sur le projet, à savoir une dégradation du taux de retour sur investissement pour les actionnaires, ne seraient pas de « nature à remettre en cause la décision d’investissement. »

Les éoliennes flottantes, plus chères que les autres

Les parcs éoliens en mer flottants sont plus éloignés des côtes, donc généralement moins visibles, que leurs homologues ancrés au fond de la mer. Les régimes de vent y sont plus favorables alors leur construction est intéressante pour produire plus d’électricité avec des éoliennes plus grandes. Mais faire flotter une éolienne reste un défi, car les facteurs de déstabilisation sont nombreux. Il s’agit de gérer le mouvement de la mer et des pales, la hauteur (chacune mesurera entre 250 et 300 mètres) et le poids de la turbine. Le raccordement est aussi un enjeu central. Il est la source d’une élévation des coûts, à la charge des contribuables puisque Réseau de transport d’électricité (RTE) les supporte (et ne sont pas compris dans le tarif d’achat). Un représentant de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) avançait un coût de raccordement de 15 €/MWh pour ce parc.

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À quelques mois d’un probable rachat d’Atos par un repreneur étranger, les activités stratégiques du géant du numérique sont-elles assurées de rester sous contrôle de l’État français ? Si le doute était permis, les dernières déclarations de Bruno le Maire se veulent plutôt rassurantes, y compris concernant le nucléaire civil. 

Alors qu’EDF vient de récupérer les activités nucléaires de General Electric, la vente d’Atos menace-t-elle la sûreté nucléaire française ? La question est plus que jamais à l’ordre du jour. Le géant français du numérique, qui gère de nombreuses activités stratégiques à l’échelle nationale, fait face à des difficultés financières colossales, avec près de 5 milliards d’euros de dette. Si plusieurs potentiels acheteurs se sont manifestés, aucun n’est français, ce qui pose problème en matière de souveraineté.

Ainsi, lorsque les contours d’une potentielle vente se sont dessinés, le ministère de l’Économie a fait savoir à l’administration d’Atos son intention de sécuriser toutes les activités stratégiques relatives à la Défense nationale, pour éviter qu’elles ne passent sous giron étranger. Parmi ces activités, on peut citer les supercalculateurs associés à la dissuasion nucléaire, ou encore différents produits de cybersécurité. Cependant, rien n’avait été annoncé concernant les activités liées au contrôle commande des centrales nucléaires françaises.

Qu’il s’agisse d’un « oubli » ou d’une question de gestion des priorités, Bruno Le Maire s’est enfin montré rassurant sur le sujet, dans une récente interview sur News. Il a ainsi déclaré qu’ « il n’est pas question que ce contrôle de commandes des centrales nucléaires puisse désormais partir je ne sais trop où, elle doit rester sous le contrôle de la puissance publique », avant d’ajouter qu’il « ferais en sorte que le contrôle-commande des centrales nucléaires, qui aujourd’hui est dans Atos et pas encore dans le périmètre que nous avons sécurisé, soit dans le périmètre (…) qui restera sous le contrôle de la puissance publique. »

WorldGrid, derrière le pilotage des centrales nucléaires et le compteur Linky

Derrière le contrôle commande des centrales nucléaires, on retrouve WorldGrid, une société spécialisée dans les activités de supervision de la production, du transport et de la distribution de l’énergie. Ses logiciels se retrouvent dans un grand nombre de centrales nucléaires, en France, mais aussi au Royaume-Uni, en Russie et en Chine. Au total, c’est près de 15 % du parc mondial qui est concerné. La société WorldGrid est également derrière les fameux compteurs Linky, devenu l’incontournable compteur communicant de la France. Pour l’heure, deux noms reviennent avec insistance concernant le rachat de WorldGrid, à savoir EDF, mais aussi Assystem, un groupe français spécialisé dans l’ingénierie, principalement dans le domaine du nucléaire.

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Véritable laboratoire à ciel ouvert, la Californie ne cesse d’accroître la part des énergies renouvelables dans son mix électrique. Cela lui permet d’atteindre, par moments, une production renouvelable équivalente à ses besoins. Néanmoins, tout n’est pas rose et l’État doré doit encore trouver des solutions pour stabiliser sa production. 

En début d’année, un professeur de l’université de Stanford a décidé d’observer au quotidien le rôle des énergies renouvelables dans le mix électrique de la Californie, et les résultats sont impressionnants. Non, le mix électrique de l’État n’a pas été entièrement décarboné pendant plusieurs semaines. Néanmoins, sur une période de 75 jours entre mars et mai, les énergies renouvelables ont produit l’entièreté des besoins en électricité de l’État durant plus de 5 heures par jour. Le maximum a été atteint le 20 mai dernier avec une production complètement renouvelable pendant 7,58 heures, et un maximum de 135,4 % de la demande.

Il est intéressant de constater que cette situation a permis une recharge massive et quotidienne de l’ensemble des systèmes de stockage californiens, permettant de continuer de bénéficier d’une énergie décarbonée en fin de journée. À noter également que le réseau électrique de Californie s’appuie sur une production significative à partir de centrales nucléaires et centrales à gaz fossile.

More wins!

For 45 days straight and 69 of 75, California #WindWaterSolar supply has exceeded demand part of each day. On May 20, it was for 7.58 h, peaking at 135.4% of demand

On average over 75 days, WWS>demand for 5.3 h/day

Excess demand goes mostly to batteries & exports pic.twitter.com/WueWQvKCtc

— Mark Z. Jacobson (@mzjacobson) May 21, 2024

La Californie ne compte pas s’arrêter là

Pionnière, la Californie a pris le virage des énergies renouvelables dès 2002 avec le California Renewables Portfolio Standard. L’agenda de ce programme imposait aux fournisseurs d’électricité d’atteindre les 33 % de renouvelables en 2020. Depuis, d’autres programmes de soutien aux énergies renouvelables ont suivi comme la California Solar Initiative. Plus récemment, en 2018, alors qu’elle comptait déjà 44 % d’énergies renouvelables dans son mix électrique, la Californie s’est fixé l’objectif d’atteindre le 100 % renouvelable dès 2045.

Pour l’atteindre, la Californie se lance désormais dans l’éolien offshore. Jusqu’ici, l’État ne comptait aucun site éolien en mer, la faute à un océan Pacifique trop profond. Mais avec le développement de l’éolien flottant, la Californie s’est fixée un objectif ambitieux : atteindre les 5 GW d’éolien en mer dès 2030. Un parc de 2 GW a déjà été attribué en décembre 2022 à Ocean Winds, coentreprise d’Engie et EDP Renewables. Côté infrastructures de transport d’électricité, la Californie a du pain sur la planche. La quantité d’électricité produite à partir des installations photovoltaïques est telle que les infrastructures de transport et de stockage ne sont pas toujours suffisantes. Ainsi, le nombre de délestages est en hausse constante depuis 2019. En 2022, ce sont près de 2,4 millions de MWh d’électricité qui ont été délestés, dont 95 % issus du photovoltaïque.

Des incertitudes sur l’hydroélectricité

Historiquement, l’hydroélectricité a toujours joué un rôle important dans la production d’électricité dans l’Ouest américain, et en particulier en Californie. Cette année, le niveau global des retenues des barrages hydroélectriques est très élevé, permettant à l’hydroélectricité de jouer un rôle majeur dans le mix électrique de l’État. Néanmoins, ce n’est pas toujours le cas. En 2021, d’importantes sécheresses ont eu un impact significatif sur la production hydroélectrique. Le barrage d’Orroville est un exemple flagrant de cette situation. La retenue est quasiment à son niveau maximal, atteint pour la dernière fois en 2019. L’année dernière, si le niveau du réservoir est resté exceptionnellement haut tout au long de l’année, les chiffres de l’année 2021 ont été beaucoup plus inquiétants. Sur le long terme, cette situation pourrait être un frein à la décarbonation du mix électrique californien. Il serait alors nécessaire de mettre en place des solutions de compensation pour les années les plus sèches.

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En France, seulement 3% des immeubles sont équipés de bornes de recharge collectives pour voitures électriques. Cette faible proportion est un obstacle majeur à l’adoption des véhicules électriques par les résidents d’immeubles. La loi de 2015 a introduit des dispositions pour faciliter l’installation de ces infrastructures, mais les obstacles financiers et administratifs demeurent significatifs pour les copropriétés et les syndics de copropriété.

Le développement des bornes de recharge

Malgré ces défis, le développement des bornes de recharge progresse. Enedis estime qu’il y a 1 263 800 points de charge en France, dont 82 107 accessibles au public. Cette infrastructure a connu une augmentation de 53% en un an. Les bornes de recharge se déploient progressivement sur les aires de service des autoroutes et dans les parkings des commerces, facilitant ainsi l’accès à la recharge pour un nombre croissant de conducteurs.

Un enjeu crucial pour la transition énergétique

L’infrastructure de recharge est cruciale pour atteindre les objectifs de neutralité carbone d’ici 2050. La part de marché des véhicules électriques continue de croître, atteignant 15,4% en 2023. Le gouvernement français a fixé des obligations pour les flottes publiques et privées d’intégrer une proportion croissante de véhicules à faibles émissions. Ces mesures sont essentielles pour encourager l’adoption des véhicules électriques et réduire les émissions de CO2 du secteur des transports.

En conclusion, bien que des progrès significatifs aient été réalisés dans le développement des infrastructures de recharge, il reste encore beaucoup à faire pour rendre les bornes de recharge accessibles à tous, en particulier pour les résidents d’immeubles. La poursuite de ces efforts est essentielle pour soutenir la transition vers une mobilité plus durable et respectueuse de l’environnement.

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Le projet de parc éolien offshore de Dunkerque, prévu pour entrer en service en 2027, suscite de vives controverses. Avec ses 46 éoliennes de 300 mètres de haut, le parc couvrira une zone de 50 km² à 10 km des côtes. Ce projet, dirigé par Eoliennes en Mer de Dunkerque (EMD) en partenariat avec EDF Renouvelables et Enbridge, vise une capacité de production de 600 MW, suffisante pour alimenter un million de personnes.

Controverses et impacts environnementaux

Ce projet ambitieux fait face à une forte opposition, notamment de la part de la Belgique. Les autorités belges ont exprimé leurs préoccupations concernant l’impact du parc sur l’espace aérien contrôlé par la Belgique et la sécurité du trafic maritime. Des inquiétudes significatives ont été soulevées quant à l’impact potentiel sur la biodiversité et les écosystèmes marins locaux.

Des études d’impact environnemental sont en cours, menées en collaboration avec des associations naturalistes et scientifiques pour évaluer les effets potentiels sur l’environnement. Les critiques se concentrent également sur les risques de modification des écosystèmes et des ressources marines dans cette zone.

Engagements pour la biodiversité et la concertation

Pour répondre à ces préoccupations, les promoteurs du projet ont pris plusieurs engagements. Une démarche continue d’information et de participation avec la population locale et les parties prenantes sera menée tout au long de la durée du projet. De plus, des mesures seront mises en place pour renforcer la protection de la biodiversité, y compris l’éloignement des éoliennes de 9 à 11,4 km des côtes afin de minimiser les impacts visuels et environnementaux.

Le projet de parc éolien de Dunkerque représente une étape importante vers la transition énergétique de la France, contribuant à l’objectif de produire 40 % de l’électricité à partir de sources renouvelables d’ici 2030. Malgré les défis, ce projet pourrait jouer un rôle crucial dans la réduction des émissions de carbone et la promotion des énergies renouvelables.

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Panneaux solaires ou plantes vivaces ? Plantes vivaces ou panneaux solaires ? Si vous peinez à vous décider concernant le sort de votre toiture, Ecovegetal a pensé à vous. L’entreprise française a mis au point une solution technique permettant d’allier végétalisation et production photovoltaïque. On vous explique tout.

ⓘ Ceci est une communication commerciale pour Ecovegetal.

Et s’il était possible d’avoir le beurre, et l’argent du beurre ? C’est en quelque sorte ce que propose l’entreprise française Ecovegetal avec son système Héliovert. À l’heure où il devient obligatoire d’installer des panneaux solaires ou un système de végétalisation sur 30 % des bâtiments neufs ou des rénovations lourdes, Ecovegetal propose d’allier les deux.

Héliovert, un système qui permet de concilier végétalisation et photovoltaïque

D’abord spécialisée dans la végétalisation des toitures, l’entreprise française Ecovegetal, créée en 2000, a décidé de prendre à cœur la transition énergétique, et a mis au point un système permettant de faire cohabiter végétalisation et production photovoltaïque. C’est ainsi qu’est né Héliovert. En substance, ce système permet de faire cohabiter substrats et panneaux solaires. Mieux encore : lorsque les conditions techniques le permettent, le substrat peut servir à lester la structure photovoltaïque afin d’en garantir la stabilité. Plus qu’une simple cohabitation, le substrat proposé par Ecovegetal est composé de plantes à forte évapotranspiration. Ainsi, il contribue à limiter la surchauffe des bâtiments en été, et jouent le rôle de régulateur thermique pour les panneaux solaires.

Une toiture équipée Héliovert à Saint-Ouen / Images : Ecovegetal.

Faire des toitures un allié de la transition énergétique

Végétalisation et production photovoltaïque jouent un rôle important dans la transition énergétique. Si la production d’énergie photovoltaïque permet évidemment de produire de l’électricité décarbonée, la végétalisation multiplie les avantages. Elle permet d’abord d’améliorer l’inertie du bâtiment, apportant ainsi un meilleur confort thermique, en particulier en été. Elle contribue également à réduire les nuisances sonores à l’intérieur du bâtiment en améliorant l’isolation acoustique. À l’extérieur du bâtiment, ces toitures permettent de lutter contre le phénomène d’îlots de chaleur urbains (ICU), tout en autorisant le retour de la biodiversité dans l’espace urbain. Enfin, les toitures végétalisées jouent un rôle de tampon en cas de précipitations, limitant les phénomènes de ruissellement, et favorisant un meilleur équilibrage du cycle de l’eau.

De par leurs nombreux intérêts, végétalisation et production photovoltaïque sur les bâtiments neufs et les grosses rénovations ont été encouragées à travers un cadre législatif comme la loi relative à l’énergie et au climat, publiée en 2019. Celle-ci fixait l’obligation de mettre en toiture de certains bâtiments non résidentiels un système de production d’énergie solaire, ou un système de végétalisation. Ce texte sera consolidé par la loi du 10 mars 2023, relative à l’accélération de la production d’énergie renouvelable. Dans cette dernière, le gouvernement fixe l’objectif de recouvrir 30 % des toitures de bâtiments neufs ou de rénovations lourdes par un système de production d’énergie solaire ou par un système de végétalisation à partir du 1ᵉʳ juillet 2023. Ce pourcentage devrait passer à 40 % en 2026 et même 50 % en 2027.

Héliovert, une solution technique adaptée à la plupart des toitures terrasses

D’un point de vue technique, Héliovert peut être installé sur un grand nombre de toitures différentes. La structure des panneaux, réalisée en aluminium pour concilier résistance et légèreté, peut être directement lestée grâce au substrat, ou grâce à la mise en place de dalles en béton spécifiques. Le choix de la solution se fera en fonction des contraintes techniques du bâtiment concerné, mais également des conditions climatiques de la région, en particulier les caractéristiques locales de vent. L’inclinaison des panneaux est fixée à 15°, ce qui autorise de nombreuses configurations différentes sans que certains panneaux fassent de l’ombre aux suivants. Il est ainsi possible de mettre tous les panneaux orientés vers le sud, ou préférer une orientation en « papillon » de type est-ouest. Cette dernière permettra de lisser la production d’énergie solaire au fil de la journée, tandis qu’une orientation vers le sud permettra d’obtenir une production maximale lorsque le soleil est proche de son zénith.

Une toiture équipée Héliovert à Saint-Ouen / Images : Ecovegetal.

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En octobre 2016, Ségolène Royal, alors ministre de l’Environnement, inaugurait la route solaire de Tourouvre-au-Perche dans l’Orne. Développé par Colas et sa filiale Wattway, ce projet ambitieux avait pour but de fournir l’énergie nécessaire à l’éclairage public d’une ville de 5 000 habitants. Le coût du projet s’élevait à 5 millions d’euros pour l’État.

Premières défaillances et réduction de la section

Dès 2019, des problèmes techniques sont apparus, obligeant à réduire la section de la route solaire. Initialement d’un kilomètre, la route a été ramenée à 400 mètres en raison de performances insuffisantes. La production énergétique, bien en deçà des attentes, n’a atteint que 366,2 MWh, soit environ 61 KWh par jour, très loin des objectifs initiaux.

Technologique coûteuse et inefficace

La route solaire était constituée de dalles photovoltaïques collées directement sur la chaussée. Si cette technologie permet de générer de l’énergie, elle s’est avérée trois fois plus coûteuse que les panneaux solaires classiques et deux fois moins efficace en raison de l’absence d’inclinaison et des ombrages causés par le trafic. De plus, le revêtement a bloqué plus de rayons solaires que prévu, réduisant encore davantage la production d’énergie.

Critiques et démantèlement

Malgré les optimisations apportées en 2019 pour rendre les routes plus plates et silencieuses, la technologie n’a pas réussi à convaincre en termes de rentabilité et d’efficacité. Face à ces résultats décevants, il a été décidé de démanteler la route solaire après seulement 7 ans d’expérimentation. Ce démantèlement marque la fin d’un projet qui, bien que prometteur sur le papier, n’a pas su répondre aux attentes en pratique.

En conclusion, la route solaire de Tourouvre-au-Perche est un exemple des défis et des difficultés rencontrés dans le développement de nouvelles technologies énergétiques. Bien que l’innovation soit essentielle pour progresser vers des solutions durables, cette expérience souligne l’importance d’évaluer rigoureusement la rentabilité et l’efficacité des nouvelles initiatives avant de les déployer à grande échelle.

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Du changement dans le domaine du nucléaire. À compter du 31 mai 2024, EDF reprend la gestion des activités du géant américain General Electric. L’accord est finalisé depuis deux ans mais il a tardé à être appliqué.

Du changement dans le secteur du nucléaire

La reprise par EDF des activités nucléaires de General Electric est désormais officielle. Annoncée en 2022, cette acquisition se concrétise enfin le 31 mai 2024. Le président Emmanuel Macron confirme la nouvelle dans un entretien accordé au groupe de presse EBRA. Par ailleurs, le chef de l’État précise que l’opération inclut la maintenance et la fabrication des turbines Arabelle. Ces dernières sont essentielles pour les centrales nucléaires. En effet, elles sont produites à Belfort, et sont réputées pour leur puissance et leur efficacité. Ces turbines équipent notamment l’EPR de Flamanville, l’un des réacteurs les plus avancés au monde.

La réalisation de cette transaction assure la pérennité de cette activité stratégique. De fait, il s’agit d’un véritable symbole de l’ingénierie française. Bien que le montant de l’accord reste secret, Emmanuel Macron souligne que toutes les problématiques géopolitiques, notamment l’obtention des licences américaines nécessaires, sont résolues. Cette acquisition est comme un grand pas pour la France dans sa stratégie de relance du nucléaire, selon le Président de la République.

Perspectives et enjeux pour l’avenir

L’annonce de cette acquisition est un soulagement pour les salariés de Belfort, même si elle soulève des questions sur l’avenir de l’entité industrielle. Les syndicats entendent des clarifications sur les projets industriels et les investissements dans le futur.

Cette opération intervient dans un contexte de relance nucléaire en France, avec un plan ambitieux pour construire jusqu’à 14 nouveaux réacteurs de type EPR2. Ainsi, cette expansion vise à renforcer l’indépendance énergétique du pays et à répondre aux défis climatiques en réduisant les émissions de CO2. Le président indique que de nouvelles annonces arrivent pour préciser la stratégie nucléaire française et la rendre encore plus ambitieuse.

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Annoncé récemment, le lauréat du futur parc éolien offshore flottant de Bretagne sud n’était en réalité que le second choix de la CRE. Si le nom du véritable gagnant de l’appel d’offre n’a pas été dévoilé officiellement, des rumeurs circulent sur son identité et sur les raisons de son désistement. 

Après des mois d’attente, la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) dévoilait, le 15 mai dernier, le lauréat de l’appel d’offre Bretagne sud, pour la réalisation d’un parc éolien offshore flottant de 250 MW. On apprenait alors que le projet, situé à 19 km au large de Belle-Île et 30 km de Quiberon, serait porté par Pennavel, un consortium composé de BayWa. r.e. et Elicio. Ce dernier exploite déjà des parcs éoliens en Europe, comme celui de Norther, au large de la Belgique.

Dans son rapport de synthèse publié quelques jours plus tard, la CRE dévoile quelques détails concernant l’offre ayant remporté le marché. Le consortium compte installer une douzaine d’éoliennes d’une puissance supérieure à 20 MW, pour un tarif très agressif de 86,45 €/MWh. Ce tarif considéré comme sous-évalué par la CRE, est 15 % inférieur à la moyenne des autres offres. Outre ces détails techniques, les observateurs auront remarqué un détail d’une grande importance : Pennavel n’est, en réalité, que le second choix de la CRE, le premier choix s’étant désisté au dernier moment.

Les géants de l’éolien offshore se désistent les uns après les autres

C’est ce désistement de dernière minute qui explique les mois de retard de l’annonce au public du lauréat du marché. La CRE avait, en effet, annoncé avoir transmis son rapport au gouvernement dès la fin février. Depuis, le lauréat aurait hésité à accepter le marché avant de se rétracter. Si aucun nom n’a été officiellement annoncé, les rumeurs convergent toutes vers le nom d’Equinor, le géant norvégien de l’éolien offshore, également en charge du projet de stockage du carbone « Northern Lights ».

Le lauréat du marché n’est pas le seul dans cette situation. Sur les 10 candidats présélectionnés en 2021, 4 grands noms de l’éolien offshore n’ont même pas fait d’offres. On peut citer Total Énergies, pourtant partie prenant du plus grand parc éolien offshore d’Écosse, ou encore ENI qui, avec Equinor, a joué un rôle clé dans la construction du plus grand parc éolien flottant offshore du monde : le parc norvégien Hywind Tampon. Enfin, Vattenfal (12 parcs offshore en exploitation) et Iberdrola (parc offshore de Saint-Brieuc) n’ont pas fait d’offre non plus.

Un problème de taille

Derrière ces désistements, tout du moins celui d’Equinor, se cacherait un problème de taille de turbine. Au moment de la création de l’appel d’offre, la France souhaitait pouvoir octroyer une aide de l’ordre de 2 milliards d’euros au lauréat pour permettre le développement du projet. Pour que cette aide soit acceptée au niveau européen, l’appel d’offre devait comporter quelques impératifs techniques, notamment sur la puissance minimale des turbines choisies. Le scénario alors retenu évoquait une quinzaine de turbines de 16,67 MW. À l’époque, le scénario paraissait tout à fait réaliste compte tenu de l’évolution du marché éolien qui tendait vers des turbines de plus en plus puissantes.

Seulement, entre-temps, les constructeurs éoliens ont été confrontés à d’importantes difficultés. En conséquence, les principaux fabricants occidentaux ont décidé d’arrêter la course à la puissance. General Electric a choisi de baisser la puissance de ses turbines de 18 MW à 15,5 MW. De leur côté, Vestas et Siemens Gamesa ne comptent plus dépasser les 15 MW.

De ce fait, le choix des turbines compatibles avec le projet Bretagne sud se limiterait aux fabricants chinois qui, eux, continuent de développer et produire des turbines de plus en plus puissantes. D’ailleurs, si le consortium Pennavel n’a dévoilé aucune précision sur ses potentiels fournisseurs, les futures turbines situées au large de Belle-Île pourraient bien être Made in China.

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Enedis a testé la limitation de puissance électrique sur 115 000 foyers situés dans le Puy-de-Dôme en février dernier, dans l’optique de mesurer la baisse des consommations envisageable en cas de pics de demande sur le réseau. Les résultats de cette expérimentation viennent d’être dévoilés.

Depuis l’hiver 2022/2023 qui a fait craindre des tensions sur le réseau électrique avec de possibles délestages, les pouvoirs publics s’interrogent sur de nouveaux moyens qui permettraient de faire face aux pics de consommation. En effet, à l’époque, la faible disponibilité du parc nucléaire couplée à un stock hydraulique très bas avait perturbé la production électrique sur le territoire. Les consommateurs avaient donc été mis en garde sur la nécessaire sobriété énergétique à adopter afin d’éviter des coupures d’alimentation.

Réduire la puissance du compteur Linky pour protéger le réseau électrique

Afin d’éviter de se retrouver à l’avenir dans ce genre de situation, les pouvoirs publics cherchent des solutions. Dans ce contexte, le gestionnaire du réseau public d’électricité Enedis a été sollicité afin de mener une expérimentation grandeur nature. Il s’agissait de réduire la puissance électrique d’un certain nombre de foyers pendant deux heures, en période hivernale.

Le test a été mené dans le Puy-de-Dôme auprès de 115 000 foyers qui ont été prévenus à l’avance et ont reçu une prime de 10 euros à ce titre. Le 15 février 2024, Enedis a donc procédé à distance à la limitation de puissance des compteurs Linky de ces foyers à hauteur de 3 kVA, pendant deux heures, soit de 7 h à 9 h, de 9 h à 11 h, ou encore de 18 h à 20 h, c’est-à-dire pendant les périodes de pics de consommation. À la fin des deux heures, la puissance souscrite a été automatiquement rétablie sur les compteurs.

La puissance de 3 kVA, appliquée pendant cette expérience, permet de bénéficier de suffisamment d’électricité pour les usages basiques tels que le fonctionnement du réfrigérateur, des lumières et de la box internet. Mais l’utilisation des appareils électroménagers énergivores tels que le lave-linge ou la mise en route du chauffage électrique n’est pas possible avec une puissance si faible.

Un test réussi qui a permis de faire baisser la consommation de 20 %

Le test a été réalisé sur la base du volontariat dans la zone concernée et Enedis a indiqué avoir reçu 10 000 refus uniquement alors que 115 000 foyers ont accepté de participer. Le jour de l’expérimentation, les services d’Enedis ont reçu quelque 150 appels téléphoniques de personnes n’ayant pas lu le courrier d’information et n’étant pas au courant du test, ce qui reste assez faible.

TF1 a annoncé les résultats de ce test en précisant que la consommation avait baissé de 20 % à cette occasion. À l’avenir, la mesure pourrait être appliquée sur l’ensemble du territoire, afin d’éviter un black-out généralisé qui toucherait tous les usagers sans distinction. Enedis a toutefois rappelé que cette mesure compléterait un arsenal complet déjà existant pour maintenir l’équilibre du réseau électrique : incitation à la sobriété énergétique, décalage du fonctionnement des ballons d’eau chaude pendant les heures creuses, baisse de tension de 5 % sur le réseau de distribution, effacement, etc.

Il faudra donc attendre la décision des pouvoirs publics pour savoir s’il faut s’attendre à une généralisation du dispositif. Pour l’heure, cela ne semble pas à l’ordre du jour notamment puisque le parc nucléaire se porte mieux qu’il y a deux ans. En outre, on a vu se développer ces dernières années un autre dispositif basé sur le volontariat des consommateurs. Il s’agit d’installer un boitier qui permet d’appliquer un effacement diffus de la consommation en éteignant les radiateurs électriques pendant quelques minutes en cas de tension sur le réseau. Cette opération est sans conséquence sur le confort des logements puisqu’elle est très brève et permet de faire baisser sensiblement la demande en électricité.

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Dans un contexte de hausse des prix de l’énergie, de nombreux consommateurs cherchent à optimiser leurs dépenses de gaz. Les offres des fournisseurs se diversifient et s’adaptent, proposant des options à prix fixe ou indexées. Voici un tour d’horizon des meilleures offres de gaz en 2024, pour vous aider à faire des économies substantielles.

Les offres à prix fixe, une sécurité contre les hausses de tarifs

Les offres à prix fixe sont particulièrement intéressantes pour ceux qui souhaitent se prémunir contre les fluctuations des prix de l’énergie. Parmi les meilleures options, on retrouve :

• OHM Énergie avec son offre Ultra Eco Gaz : Cette offre propose un tarif de 0,0783 € TTC/kWh. Pour un foyer moyen, cela représente une économie de 81 € par an. Le contrat est 7,2% moins cher que le prix repère, ce qui en fait l’une des offres les plus compétitives du marché.
• TotalEnergies et son contrat Spéciale Gaz : Avec un coût annuel de 1042 €, cette offre permet d’économiser environ 80 € par an. Elle est également 7% moins chère que le prix repère, offrant ainsi une stabilité et des économies notables.
• Gaz de Bordeaux avec l’offre Gaz Réf : Bien que légèrement moins compétitive, cette offre propose un tarif de 2,5% inférieur au prix de référence, permettant une économie de 28 € par an pour un coût annuel de 1093 €.

Les offres indexées, pour des économies potentielles

Les offres indexées, bien que plus risquées en raison des variations possibles des prix, peuvent offrir des tarifs très compétitifs. Voici quelques options à considérer :

• TotalEnergies avec son offre Spéciale 2 gaz : Avec un abonnement de 21,43 € TTC/mois et un prix du kWh à 0,0812 €, cette offre est intéressante pour ceux qui peuvent surveiller les évolutions des prix et ajuster leur consommation en conséquence.
• Happ-e (par Engie) : Proposant un prix du kWh à 0,0864 €, cette offre indexée peut être avantageuse si les prix du marché baissent.
• Vattenfall avec son offre Gaz Eco Plus : Avec un tarif de 0,0894 € TTC/kWh, cette offre est compétitive et appréciée pour son service client localisé en France.

Les avis clients, un critère déterminant

La satisfaction des clients est un indicateur clé pour choisir son fournisseur de gaz. D’après les avis recueillis :

• Vattenfall est particulièrement salué pour ses prix attractifs et son service client efficace, obtenant une note de 3,9/5.
• TotalEnergies est également bien noté (3,5/5) pour ses tarifs compétitifs et son service client primé à plusieurs reprises.
• Eni propose une variété d’options de gaz naturel à des tarifs compétitifs, bien que ses avis soient plus mitigés (3,2/5).

Comparaison des coûts pour différentes consommations

Pour une consommation annuelle de 13450 kWh, les économies peuvent être significatives selon l’offre choisie :

• OHM Énergie (Ultra Eco Gaz) : Coût annuel estimé à 1040 €, avec une économie de 111 €.
• TotalEnergies (Offre Spéciale Gaz) : Coût annuel estimé à 1076 €, permettant d’économiser 75 €.
• Gaz de Bordeaux (Gaz Réf) : Coût annuel estimé à 1107 €, offrant une économie de 44 €.

Ces comparaisons montrent qu’il est essentiel de bien évaluer ses besoins et de comparer les offres disponibles. Utiliser des comparateurs en ligne et se tenir informé des mises à jour tarifaires peut grandement aider à faire un choix éclairé.

En conclusion, que vous optiez pour une offre à prix fixe ou indexée, de nombreuses options s’offrent à vous pour réduire votre facture de gaz en 2024. Des fournisseurs comme OHM Énergie, TotalEnergies et Vattenfall se distinguent par leurs offres attractives et leur satisfaction client, vous permettant ainsi de réaliser des économies tout en bénéficiant d’un service de qualité.

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Face à la hausse continue des prix de l’électricité, de nombreux consommateurs cherchent à réduire leur facture énergétique. En Juin 2024, plusieurs fournisseurs proposent des offres attractives permettant de réaliser des économies significatives. Cet article examine les offres les plus avantageuses disponibles ce mois-ci, tant en option Base qu’en option Heures Pleines/Heures Creuses (HPHC).

Les meilleures offres en option Heures Pleines/Heures Creuses

En Juin 2024, Mint Énergie se distingue comme le fournisseur le plus compétitif en option Heures Pleines/Heures Creuses. Avec son offre Online & Green, le prix du kWh est de 0,1577 € en Heures Creuses et 0,2039 € en Heures Pleines. Cette offre permet de réaliser jusqu’à 317 euros d’économies par an par rapport au tarif réglementé (TRV).

Alterna suit de près avec un prix du kWh de 0,1596 € en Heures Creuses et 0,2064 € en Heures Pleines. Quant à OHM Énergie, son offre Ultra Eco propose un prix du kWh de 0,1646 € en Heures Creuses et 0,2132 € en Heures Pleines. Ces fournisseurs permettent des économies substantielles, réduisant ainsi la charge financière des foyers.

Les meilleures offres en option Base

Pour ceux qui préfèrent l’option Base, où le prix du kWh est identique toute la journée, Ekwateur offre le tarif le plus avantageux. Avec un prix du kWh à 0,1811 € et un abonnement annuel de 197,99 €, cette offre permet de réaliser jusqu’à 355 euros d’économies par an.

Mint Énergie propose une alternative compétitive avec un prix du kWh de 0,1831 € et le même coût d’abonnement que celui d’Ekwateur. Cette offre permet une économie annuelle de 344 euros. Alterna, avec son offre Électricité verte 100% française, affiche un prix du kWh de 0,1883 € et un abonnement de 168,24 €, offrant une économie annuelle de 321 euros.

OHM Énergie et La Bellenergie complètent le classement des offres les plus économiques. OHM Énergie, avec un prix du kWh de 0,1927 € et un abonnement de 165,58 €, permet d’économiser 301 euros par an. La Bellenergie propose une offre avec un prix du kWh de 0,1991 € et un abonnement de 149,88 €, permettant une économie de 299 euros par an.

Conclusion

Choisir le bon fournisseur d’électricité peut avoir un impact significatif sur votre budget. En Juin 2024, des fournisseurs comme Mint Énergie, Ekwateur, Alterna, OHM Énergie et La Bellenergie offrent des tarifs compétitifs qui peuvent réduire votre facture annuelle jusqu’à 600 euros. Il est essentiel de comparer les offres et de choisir celle qui correspond le mieux à votre consommation et à vos préférences pour maximiser vos économies.

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À l’occasion du salon Vivatech de 2024, Roland Lescure, ministre de l’Industrie, et Marina Ferrari, secrétaire d’État chargée du Numérique, ont dévoilé les 10 lauréats de la 5e édition du programme d’appel à projets « Première usine ».

Première Usine : un programme pour débusquer les pépites françaises

Lors du salon Vivatech 2024, le ministre de l’Industrie Roland Lescure et la secrétaire d’État chargée du Numérique Marina Ferrari ont dévoilé les dix nouvelles entreprises lauréates de l’appel à projets « Première Usine ». Ce programme, intégré au plan France 2030 (enveloppe de 54 milliards d’euros pour cinq ans), vise à financer la création de nouvelles usines innovantes en France.

Lancé en 2022 et piloté par la Direction générale des entreprises (DGE) en partenariat avec BPI France, ce programme attribuera 42 millions d’euros aux lauréats de cette cinquième édition, spécialisés dans divers secteurs stratégiques pour la France : les matériaux, le recyclage, le transport et l’agroalimentaire. À ce jour, l’appel à projets « Première usine » a permis de soutenir 66 projets avec un financement total de 293 millions d’euros.

Des projets pour une industrie plus verte

Parmi les projets sélectionnés, plusieurs se distinguent par leur impact direct sur la réduction des émissions de carbone. C’est le cas notamment de l’entreprise My Vosges, avec son projet « Ballons », qui développe la pyrolyse du bois pour produire du biocarbone, un substitut écologique au charbon fossile utilisé dans l’industrie du silicium et de la métallurgie​. Energy Observer Development, via son projet « Defhy », travaillera sur des générateurs électriques à piles à combustible hydrogène pour des applications stationnaires et mobiles, renforçant l’utilisation de l’hydrogène comme énergie propre.

Le projet « Gravithy-Fos » de GravitHy prévoit de produire deux mégatonnes de fer réduit à partir d’hydrogène décarboné, remplaçant ainsi le gaz naturel et le charbon dans la production d’acier​. Deltalys, avec son projet « Puri-Fab », installera une chaîne de production de filtres innovants pour la filtration du biogaz, issus de l’économie circulaire, contribuant ainsi à une gestion plus durable des ressources énergétiques​​.

Des secteurs stratégiques pour la France

Les projets lauréats couvrent également d’autres secteurs stratégiques. Par exemple, Huddle Corp, avec son projet « Huddle Factory », cherche à améliorer la formulation d’aliments pour animaux d’élevage, augmentant la qualité des protéines animales et la durabilité des élevages​. Pyromeral Systems, avec le projet « Janus », prévoit la production de pièces composites à matrices céramiques pour la défense et l’aéronautique, offrant une alternative stratégique aux métaux sensibles​.

Ion-X, avec son projet « Produx-ion », mettra en place une ligne de production de moteurs pour petits satellites. Son objectif ? Produire 10 moteurs par mois et atteindre 10 millions d’euros de chiffre d’affaires estimé à 10 millions d’euros, renforçant ainsi la position de la France dans le secteur spatial​​. Expliseat, avec le projet « Puexp », industrialisera la production de sièges de transport en composite.

Des aides aussi européennes

Ce n’est pas sans raison que Roland Lescure a choisi le salon Vivatech de 2024 pour présenter la liste des lauréats du programme d’appel à projets « Première usine », ce dernier étant le plus grand rendez-vous européen pour l’industrie et l’innovation.

En effet, comme le révèlent nos confrères d’Euractiv, plusieurs aides financières européennes ont été validées par la Commission européenne : 4 milliards d’euros pour soutenir l’électrification des industries et réduire leurs émissions, et 1,4 milliard d’euros pour Hy2Move, un programme européen axé sur l’hydrogène. En tout, 13 projets européens bénéficieront de cette aide, parmi eux, sept sont France.

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Un groupe de chercheurs propose une solution innovante pour améliorer la qualité de l’eau de la Seine et réduire l’usage d’engrais industriels dans les champs de blé de l’Ile-de-France. Leur idée repose sur le recyclage de l’urine des Parisiens. Actuellement, les eaux usées de nombreux foyers sont directement déversées dans la Seine, malgré un investissement de 1,4 milliard d’euros pour la construction d’un centre de retraitement dernier cri. Cette méthode traditionnelle montre ses limites, et les chercheurs cherchent des solutions complémentaires.

Retour aux méthodes d’antan

Historiquement, les nutriments présents dans les urines et matières fécales étaient majoritairement recyclés. Aujourd’hui, seulement 5 % de ces nutriments le sont. Le programme de recherche-action « Optimisation des cycles carbone, azote et phosphore en ville », dirigé par Fabien Esculier, vise à revenir à ces pratiques écologiques. En recyclant les urines, les chercheurs espèrent réduire la dépendance aux engrais industriels, qui ont des impacts environnementaux négatifs.

Un potentiel de production alimentaire impressionnant

L’équipe de recherche a calculé que la récupération des nutriments contenus dans l’urine des dix millions d’habitants de l’agglomération parisienne pourrait permettre la production de 25 millions de baguettes de pain chaque jour. Ce chiffre impressionnant montre le potentiel énorme de cette méthode écologique et innovante. Utiliser l’urine comme engrais naturel pourrait transformer les pratiques agricoles en Ile-de-France, tout en contribuant à la dépollution de la Seine.

Une démarche scientifique et écologique

Dirigée par Fabien Esculier, l’équipe du programme de recherche-action met en avant les avantages de cette approche écologique. En plus de réduire l’utilisation d’engrais chimiques, cette méthode contribuerait à une meilleure gestion des ressources naturelles et à la réduction de la pollution de la Seine. Cette initiative illustre comment les sciences environnementales peuvent offrir des solutions concrètes et durables aux défis contemporains.

En conclusion, ce projet de recyclage de l’urine des Parisiens représente une avancée majeure vers une agriculture plus durable et une gestion optimisée des ressources. Si les résultats sont à la hauteur des attentes, cette méthode pourrait être étendue à d’autres grandes villes, apportant des bénéfices environnementaux significatifs à une échelle plus large.

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Dans un effort pour se positionner en leader de l’énergie propre, TotalEnergies déploie un impressionnant plan de production d’hydrogène vert en Tunisie. Ce projet, piloté par sa filiale TE H2, prévoit de transporter l’hydrogène vert jusqu’à la côte tunisienne puis vers l’Europe, répondant ainsi aux objectifs de décarbonation et de diversification énergétique.

Un engagement croissant vers l’hydrogène vert

TotalEnergies montre une prudence calculée dans ses projets d’hydrogène vert, s’engageant progressivement dans cette énergie renouvelable. Malgré les défis, comme le manque de performance des électrolyseurs au projet Masshylia à Fos-sur-Mer, le groupe persévère, envisageant de satisfaire les besoins de ses raffineries européennes par l’hydrogène vert d’ici 2030.

La décision de TotalEnergies de ne pas participer à un projet similaire à Oman, remporté par Engie, souligne sa prudence sur les coûts élevés et les risques associés. Toutefois, cela ne l’empêche pas d’explorer de nouvelles opportunités, comme en témoigne l’engagement récent en Tunisie.

Un projet d’envergure en Tunisie

Le projet tunisien, baptisé H2 Notos, prévoit la production de 200.000 tonnes d’hydrogène vert annuellement durant sa phase initiale, avec des ambitions d’expansion jusqu’à 1 million de tonnes. Pour ce faire, TotalEnergies envisage d’utiliser des technologies de dessalement d’eau de mer et de production d’électricité à partir de sources renouvelables.

L’hydrogène sera transporté via un hydrogénoduc, reliant le sud de la Tunisie à l’Italie, puis à l’Autriche et à l’Allemagne. Le corridor SoutH2, qui doit être opérationnel dès 2030, symbolise la volonté de TotalEnergies de construire un pont énergétique entre l’Afrique du Nord et l’Europe, consolidant ainsi sa position dans le marché de l’énergie propre.

De gros défis et beaucoup de patience

Les projets d’hydrogène vert que TotalEnergies entreprend sont marqués par leur complexité et leur durée de développement, nécessitant des années de planification et de négociations avant même de commencer les travaux. David Corchia, directeur général de TE H2 et ex-dirigeant de Total Eren, explique dans L’Usine Nouvelle que dans le sud du Chili, la société a entamé des discussions depuis 2019 pour un vaste terrain destiné à un projet de production d’hydrogène vert, utilisant l’énergie éolienne pour générer entre 8 et 10 GW, destinés à être exportés sous forme d’ammoniac.

Ce projet est particulièrement important car il sert de modèle expérimental pour affiner les méthodes techniques et économiques. Parallèlement, TE H2 étend ses activités en Australie et en Mauritanie, tandis que dans des régions comme le Moyen-Orient, TotalEnergies adopte une approche plus prudente, recherchant des partenariats stratégiques locaux, à l’instar de sa collaboration avec Adani en Inde.

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Mercredi 29 mai 2024, le gouvernement d’Olaf Scholz a franchi un pas important en approuvant une loi autorisant le captage et le stockage du CO2 (CSC). Envisagée et annoncée depuis le mois de février 2024, cette mesure vise à permettre à l’Allemagne d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2045, un objectif ambitieux pour le plus gros émetteur de gaz à effet de serre de l’Union européenne. Le texte doit encore passer devant le Parlement de la République fédérale avant d’être adopté.

L’Allemagne veut stocker 20 millions de tonnes de CO2 par an

« Sans recours au stockage de CO2, les objectifs de protection climatique ne pourront pas être atteints », martèle le ministre de l’Économie et du Climat allemand, Robert Habeck, lui-même écologiste. La technologie CSC permet de capturer le CO2 émis par les processus industriels pour le stocker sous terre et / ou en mer. À travers ce projet de loi, l’Allemagne prévoit de stocker jusqu’à 20 millions de tonnes de CO2 par an, avec des capacités de stockage évaluées entre 1,5 et 8,3 milliards de tonnes.

Cette initiative est essentielle selon le gouvernement allemand pour rattraper le retard par rapport à des pays comme le Danemark, la Norvège, les Pays-Bas et la Suède, ces derniers travaillant déjà de concert pour le transport transfrontalier de CO2.

« Pour un pragmatisme climatique »

Le gouvernement allemand met en avant plusieurs arguments pour justifier cette décision. D’abord, la nécessité de réduire rapidement les émissions de CO2 pour respecter les engagements climatiques de l’Allemagne. Pour le ministre de l’Économie et du Climat, Robert Habeck : le CSC est une technologie « sûre et mature », qui permet de maintenir la compétitivité de l’industrie allemande. « C’est le temps du pragmatisme – et du pragmatisme climatique », a-t-il déclaré, insistant sur le besoin de solutions efficaces pour atteindre les objectifs environnementaux.

Le projet de loi crée un cadre juridique pour le développement d’une infrastructure de pipeline destinée à transporter le CO2 vers les sites de stockage. Cela facilitera non seulement le stockage domestique, mais aussi l’exportation du CO2 vers des pays partenaires. Les entreprises allemandes pourront ainsi stocker le CO2 dans le fond de la mer du Nord. Toutes les industries ne seront néanmoins pas éligibles au CSC, c’est le cas notamment des centrales au charbon, qui représentent encore 26 % de la production électrique allemande et qui sont vouées à disparaître en Allemagne d’ici à 2030. En revanche, les industries à forte intensité de carbone, telles que celles du ciment et de la chimie. Elles devront néanmoins obtenir l’accord des États fédéraux pour le stockage sur leur territoire.

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Depuis mai 2024, EDF propose un prix de l’abonnement à 151,2 € pour une puissance de 6 kVA, avec un prix du kWh à 0,2068 € en heures creuses et à 0,27 € en heures pleines. Cette tarification est typique de l’option heures pleines/heures creuses (HP/HC), qui est largement utilisée par les foyers français.

Fonctionnement et objectifs de l’option heures creuses

L’option heures creuses vise à encourager la consommation d’électricité pendant les périodes de faible demande, offrant ainsi un tarif réduit durant 8 heures par jour. Les heures creuses sont généralement situées la nuit, mais peuvent varier selon les localités, définies par Enedis, le gestionnaire du réseau. Cette variation permet de mieux répartir la charge électrique et d’éviter les pics de consommation.

Avantages et inconvénients de l’option heures creuses

Avantages :

• Économies potentielles : Les foyers qui consomment une grande quantité d’électricité peuvent réaliser des économies substantielles en déplaçant leur consommation vers les heures creuses.
• Utilisation efficace des appareils énergivores : Les appareils tels que les machines à laver ou les sèche-linge peuvent être programmés pour fonctionner durant les heures creuses, réduisant ainsi la facture d’électricité.

Inconvénients :

• Abonnement plus élevé : Le coût de l’abonnement pour l’option HP/HC est généralement plus élevé que celui de l’option Base.
• Heures fixes : Les heures creuses sont définies par Enedis et ne peuvent être modifiées, ce qui peut ne pas convenir à tous les foyers.

Comparaison des offres des fournisseurs

Différents fournisseurs proposent des tarifs pour l’option heures creuses, certains offrant des prix plus compétitifs que ceux d’EDF. Par exemple, Mint Énergie propose un prix du kWh en heures creuses à 0,1577 €, tandis qu’EDF reste à 0,2068 € pour la même période.

Rentabilité de l’option heures creuses

La rentabilité de cette option dépend principalement de la capacité des foyers à déplacer leur consommation vers les heures creuses. Pour que l’option soit bénéfique, il est crucial que les foyers utilisent au moins un tiers de leur consommation totale durant ces périodes.

Les changements prévus pour l’option heures creuses en 2024 reflètent une tentative de mieux répartir la demande électrique tout en offrant des opportunités d’économies pour les consommateurs. Bien que cette option présente des avantages significatifs pour certains foyers, notamment ceux équipés d’appareils programmables ou chauffés à l’électricité, elle implique également des coûts d’abonnement plus élevés et des contraintes d’horaires fixes. Les consommateurs doivent évaluer leur profil de consommation pour déterminer si cette option est réellement avantageuse pour eux.

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Le producteur français d’énergies renouvelables, Neoen, devrait bientôt changer de mains. En tout cas, les discussions sont avancées avec un groupe canadien.

Un producteur d’énergies renouvelables racheté

Brookfield Asset Management entre en négociations exclusives avec Impala et d’autres actionnaires pour acquérir 53 % des actions de Neoen. Ce dernier est un leader français dans la production des énergies renouvelables. Cette transaction valorise Neoen à 6,1 milliards d’euros, avec un prix de 39,85 euros par action. Après cette acquisition, Brookfield lancera une offre publique d’achat pour obtenir la totalité des actions de Neoen. Ainsi, la société va sortir de la Bourse de Paris.

Le rachat permet à Brookfield de renforcer sa position dans le secteur des énergies renouvelables. Neoen, fondé en 2008, exploite des centrales photovoltaïques, éoliennes et de stockage. Actuellement, ses capacités en opération ou en construction atteignent 8,3 GW, avec un objectif ambitieux de 10 GW pour 2025. Parmi ses réalisations notables, on compte deux des plus grandes centrales de stockage en Australie. Mais aussi, la plus grande centrale solaire de France, située à Cestas, en Gironde.

Les implications du rachat pour Neoen et Brookfield

Ce rachat marque une nouvelle étape pour Neoen. En intégrant Brookfield, l’entreprise bénéficiera des ressources financières du groupe canadien. Le deal est clair, il doit permettre au géant français d’accélérer encore sa croissance. Par ailleurs, l’objectif reste d’en faire un leader mondial de la production d’énergies renouvelables.

À la Bourse, l’effet de cette annonce est immédiat. Elle clôture à 31,40 euros par action le 29 mai. De fait, sa valeur continue d’augmenter significativement. Cette acquisition promet de dynamiser le secteur des énergies renouvelables, avec des investissements croissants et de nouvelles opportunités de développement à court et à moyen terme. Le producteur français d’énergies renouvelables Neoen est en passe d’être racheté par un groupe canadien.

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En 2024, de plus en plus de Français optent pour les panneaux solaires afin de réduire leurs factures d’électricité. Faciles à installer et rentables, ces dispositifs sont une solution idéale pour maîtriser sa consommation énergétique et faire des économies substantielles.

Les panneaux solaires “plug and play” : une solution accessible

Les panneaux solaires “plug and play” représentent une option simple et rapide pour se lancer dans l’autoconsommation énergétique. Ces kits peuvent être installés en quelques minutes et branchés directement sur une prise secteur. Plusieurs modèles offrent des puissances respectives de 420W et 460W, permettant une production annuelle de 500 kWh à 585 kWh. Le coût initial de ces installations varie entre 499€ et 699€, avec un retour sur investissement moyen de 5 à 7 ans. Ces solutions sont idéales pour réduire significativement sa consommation d’électricité et en plus sans avoir à faire de travaux compliqués.

Pour ceux qui cherchent à aller plus loin, les panneaux solaires sur toiture offrent une autonomie énergétique encore plus importante. Une installation de 4 kWc peut produire entre 4 000 et 6 000 kWh par an, couvrant jusqu’à un tiers des besoins d’une famille de quatre personnes. Le coût d’une telle installation n’est évidemment pas donné, se situant entre 8 000 et 10 000€, avec un retour sur investissement autour de 6,6 ans. Plusieurs entreprises proposent des services d’installation sur mesure, garantissant une optimisation de la production et une installation de qualité.

Investir dans les panneaux solaires pour faire des économies

Pour maximiser l’autonomie, l’ajout de batteries solaires peut être une option judicieuse. Beem propose par exemple des batteries modulaires offrant une capacité de stockage de 6,7 à 13,4 kWh, permettant une autonomie de 75%. Bien que le coût soit élevé, à partir de 11 900€, les économies réalisées peuvent atteindre 1 485€ par an ! Il est même possible de stocker l’énergie solaire grâce à des batteries pour la maison. Ces batteries ajoutent une très grande capacité, prolongeant l’utilisation de l’énergie solaire au-delà des heures de soleil, obtenez plus d’informations.

Investir dans des panneaux solaires en 2024 est une décision à la fois économique et écologique. Les solutions “plug and play” sont parfaites pour un démarrage facile, tandis que les installations sur toiture et les batteries offrent une plus grande autonomie et des économies substantielles. En plus des avantages financiers, ces installations contribuent à la transition énergétique et valorisent les propriétés. Les économies à faire sur la facture d’électricité sont bien réelles. 

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