Sur Terre, le débat est vif : faut-il alimenter les voitures électriques avec de l’énergie solaire ou nucléaire ? En fait, il en est tout à fait de même dans l’espace, même si les raisons ne sont pas strictement les mêmes. Pour y voir un peu plus clair, l’Union européenne a commandé une étude sur la propulsion électrique nucléaire, mais dans l’espace. Le consortium, mené par l’électricien belge Tractebel vient de rendre son rapport.

Dans l’espace, comme sur Terre, ce sont les combustibles chimiques qui dominent : dans les énormes fusées, des composés chimiques (hydrogène, méthane, ou kérosène, par exemple) sont mélangés avec de l’oxygène et leur combustion génère de colossales quantités de chaleur. Cette chaleur est utilisée pour comprimer pour accélérer les gaz de combustion au travers d’une tuyère, générant ensuite le mouvement du véhicule par le principe d’action-réaction (troisième loi de Newton).

Plus récemment, des moteurs plus efficaces sont apparus, appelés « moteurs ioniques ». Ces propulseurs équipent aujourd’hui de nombreux satellites ou sondes interplanétaires ; citons par exemple, la sonde japonaise Hayabusa qui, en 2005, s’est presque posée sur l’astéroïde Itokawa, et ramenant ensuite sur Terre un échantillon de quelques grammes. Les moteurs ioniques utilisent diverses manières d’ioniser et d’accélérer un gaz, à partir d’une source d’énergie électrique, typiquement celle fournie par des panneaux photovoltaïques ; on parle alors de « propulsion électrique solaire » (en anglais Solar electric propulsion, SEP).

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La propulsion nucléaire plus efficace que la propulsion chimique

Cette méthode de propulsion est bien plus efficace que la propulsion chimique, ce qui se traduit par une vitesse d’éjection des gaz plus élevée, et au total, une réduction très significative de la quantité de carburant qu’il est nécessaire d’emporter. À noter que ce type de moteur n’est utilisé aujourd’hui que dans l’espace, et pas au cours des lancements.

La SEP a deux inconvénients principaux. D’une part, elle génère une poussée très faible, ce qui se traduit par des accélérations lentes, et d’autre part, lorsque l’ensoleillement diminue sensiblement lorsqu’on s’éloigne du soleil, il est nécessaire de prévoir des panneaux beaucoup plus grands, qui alourdissent le véhicule. Au-delà de l’orbite de Mars, le concept touche sa limite technologique et les gains issus de la propulsion électrique solaire s’estompent progressivement.

Une solution : alimenter les propulseurs électriques non pas avec de l’énergie solaire, mais avec de l’énergie nucléaire. Il s’agit là du concept dit « propulsion électrique nucléaire » (en anglais Nuclear electric propulsion, NEP). Et l’Europe a décidé d’évaluer cette solution.

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Le projet européen RocketRoll

L’Union européenne a en effet lancé une étude de faisabilité sur la propulsion électrique nucléaire dans l’espace. Initié par le département Future Space Transportation Systems (STS-F), le projet s’appelle RocketRoll, qui est un acronyme quelque peu complexe pour pReliminary eurOpean reCKon on nuclEar elecTric pROpuLsion for space appLications.

Il est mené par l’énergéticien belge Tractebel et regroupe de nombreux partenaires : le Commissariat à l’énergie nucléaire et aux énergies alternatives (CEA), ArianeGroup et Airbus, bien sûr très impliqués dans les technologies spatiales, et l’entreprise Frazer Nash Consultancy. Des experts de différents pays européens ont également été impliqués : chercheurs de l’université de Prague et de l’université de Stuttgart, et des ingénieurs du fournisseur de systèmes spatiaux OHB (OHB Czechspace et OHB System à Brême).

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Un premier vol à moteur ionique d’ici 2035 ?

L’étude préliminaire a été lancée en 2023 et s’est terminée en octobre de cette année. Elle a conclu que la technologie de propulseur électrique nucléaire apportait bien les bénéfices escomptés en termes de vitesse, d’autonomie et de flexibilité. Cela concerne en particulier des concepts de remorqueur spatial (en anglais « in-orbit tug »), pour transporter de lourdes charges. Ce résultat n’est pas nouveau, admettons-le, car la NEP est étudiée depuis les années 1960. En revanche, elle a permis de produire une actualisation, en particulier dans le contexte technologique européen, ainsi qu’une feuille de route. Cette dernière indique la possibilité de faire voler un véhicule de test pour une mission dans l’espace d’ici 2035.

L’étude relève également les synergies avec d’autres aspects de missions spatiales. Des réacteurs nucléaires pourraient également produire de l’électricité pour les habitats de missions humaines sur Mars et sur la Lune, pour des missions robotisées plus loin (et plus ambitieuses) dans le système solaire, ou pour d’autres applications spatiales que la propulsion seule.

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La relance du nucléaire en France, annoncée à Belfort par Emmanuel Macron, vise la construction de six nouveaux réacteurs EPR. Les investissements sont déjà conséquents, mais EDF freine dans la contractualisation.

Le programme EPR 2 représente un investissement d’environ 67 milliards d’euros. Il suscite des espoirs, mais aussi de profondes inquiétudes chez les industriels français. Alors que 40 à 50 % des contrats ont déjà été attribués, le manque de visibilité sur le financement et la flambée des coûts freine les signatures.

Des contrats en milliards d’euros déjà engagés

Les entreprises françaises ont remporté des contrats substantiels dans le cadre de ce plan. En novembre 2023, le groupe Eiffage s’est distingué en décrochant un contrat de plus de 4 milliards d’euros pour construire deux des réacteurs de Penly, devançant Bouygues. En collaboration avec Spie et ABC, Eiffage a également obtenu un contrat de 900 millions d’euros pour équiper les six réacteurs en groupes diesel.

EDF a également confié à sa filiale Framatome la fabrication des principaux composants des réacteurs pour un montant total de 8 milliards d’euros. Ce contrat inclut la fourniture de cuves, générateurs de vapeur et pressuriseurs, destinés aux futures centrales de Penly (Seine-Maritime), Gravelines (Nord) et Bugey (Ain). Ces chiffres montrent l’ampleur de ce « chantier du siècle », qui prévoit la création de 100 000 emplois sur dix ans, selon Les Echos.

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Les petites et moyennes entreprises prudentes face à l’incertitude

Malgré ces succès, les PME et ETI impliquées restent prudentes. EDF a récemment annoncé une optimisation de ses contrats pour réduire les coûts, une démarche qualifiée de « travail sur les leviers de compétitivité ». Selon Les Échos, un dirigeant de PME témoigne que « les gros morceaux déjà signés l’ont été avec les filiales d’EDF comme Framatome ». Les petites et moyennes entreprises, en revanche, restent dans l’attente, et beaucoup ont déjà réduit leurs investissements pour éviter des risques financiers excessifs​.

Les industriels s’accordent à dire que l’absence de visibilité financière pourrait nuire à l’initiative de relance. André Einaudi, PDG du groupe Ortec, a déclaré aux Échos que si les appels d’offres prévus avaient été lancés, ils auraient embauché des centaines de personnes cette année. À ce rythme ralenti, il anticipe devoir recruter à l’étranger en urgence si les projets s’accélèrent sans préavis​.

Pour les sous-traitants, la poursuite du programme nucléaire, qui pourrait s’étendre à quatorze réacteurs à terme, représente un levier crucial de rentabilité. Chez Eiffage, un investissement de plusieurs dizaines de millions d’euros a déjà été engagé pour construire une réplique grandeur nature d’un anneau de bâtiment réacteur, nécessaire pour obtenir les qualifications aux normes de construction nucléaires. Or, cet investissement pourra être rentabilisé avec des commandes continues, au-delà du seul contrat de Penly​.

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La feuille de route énergétique et climatique de la France a été mise en consultation publique depuis ce lundi 4 novembre. Elle se compose de deux documents clés : la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) et la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE).

Bien que riches en objectifs, la PPE et la SNBC soumis à la consultation depuis ce lundi 4 novembre, suscitent encore des doutes quant à leur faisabilité. En cause, le retard dans leur présentation et de faibles moyens financiers et techniques requis pour leur mise en œuvre.

L’énergie et ses objectifs par filière

La PPE fixe des objectifs ambitieux pour la production d’énergie décarbonée et la réduction des énergies fossiles. L’un des grands enjeux est de réduire la dépendance aux énergies fossiles, qui représentaient encore 60 % de la consommation énergétique en 2022, à seulement 42 % d’ici 2030 et 30 % d’ici 2035. Pour y parvenir, la France compte s’appuyer sur deux piliers majeurs : la réduction de la consommation d’énergie (-28,6 % entre 2012 et 2030) grâce à des politiques de sobriété et d’efficacité et le développement massif des énergies renouvelables et du nucléaire.

En termes d’énergies renouvelables, la feuille de route prévoit de multiplier par six la puissance installée du photovoltaïque d’ici 2030 et d’atteindre une capacité éolienne en mer de 18 gigawatts (GW) d’ici 2035, contre seulement 0,6 GW en 2022. L’éolien terrestre, quant à lui, devra doubler pour atteindre entre 40 et 45 GW sur la même période. À cela s’ajoute une accélération du déploiement de la chaleur renouvelable, du biogaz, de l’hydroélectricité, et des biocarburants et l’hydrogène. La PPE table sur une augmentation de la production actuelle grâce au prolongement de la durée de vie des réacteurs existants et à la mise en service de l’EPR de Flamanville. En énergie, cet objectif donne une production de 360 térawattheures (TWh) par an et, si possible, de 400 TWh par an en 2030-2035, contre 279 TWh en 2022. Le programme de construction de six nouveaux réacteurs EPR2, et potentiellement de huit autres, est également confirmé.

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Les pompes à chaleur à la fête

Le secteur du bâtiment est également une priorité dans la réduction des émissions de gaz à effet de serre. La SNBC vise à réduire les émissions du secteur de 44 % d’ici 2030, un objectif soutenu par plusieurs mesures. Parmi celles-ci, le remplacement de 75 % des chaudières au fioul et d’environ un quart des chaudières au gaz est prévu. Par ailleurs, la France s’engage à installer un million de pompes à chaleur d’ici à 2027, tout en augmentant les subventions pour les rénovations lourdes afin de rénover 400 000 maisons individuelles et 200 000 logements chaque année d’ici 2030 .

Ces objectifs témoignent de la volonté d’accélérer la transition, mais les acteurs du secteur craignent que les financements ne suivent pas. En effet, les coupes récentes dans le « budget vert » pourraient compromettre ces initiatives.

Transports : électrification et mobilité douce

Le secteur des transports représente un autre pilier de la feuille de route, car il est à lui seul responsable d’un tiers des émissions de gaz à effet de serre en France. Le gouvernement vise une réduction de 31 % des émissions de ce secteur entre 2022 et 2030, un objectif qui requiert une profonde transformation du modèle de transport actuel. Les actions envisagées incluent le déploiement massif de véhicules électriques pour représenter deux tiers des ventes de véhicules neufs, l’installation de 400 000 bornes de recharge publique (contre 130 000 aujourd’hui), ainsi qu’une hausse de 25 % de l’usage des transports en commun.

Outre l’électrification, le plan mise également sur un doublement du fret ferroviaire et du réseau de pistes cyclables, pour atteindre 100 000 km de pistes d’ici la fin de la décennie. Le transport aérien n’est pas en reste : une tarification carbone progressive est envisagée pour limiter son impact climatique. Selon la ministre de la Transition énergétique, cette feuille de route constitue un véritable « plan de bataille ».

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La centrale nucléaire de Chinon serait en passe d’accueillir un réacteur de la startup Newcleo. Un réacteur modulaire pourrait voir le jour, dans un territoire marqué par la centrale graphite-gaz.

Le site nucléaire de Chinon, en Indre-et-Loire, a récemment suscité l’intérêt de la start-up Newcleo, spécialisée dans les mini-réacteurs avancés. Ce site historique du nucléaire français, où le premier réacteur au graphite-gaz a été raccordé au réseau en 1963, pourrait accueillir le premier mini-réacteur modulaire avancé (AMR) de Newcleo, un projet novateur pour la startup basée à Paris, Londres et Turin.

Pourquoi le choix de Chinon ?

La centrale nucléaire de Chinon présente plusieurs atouts qui en font un candidat pour ce projet. « Chinon est éligible pour accueillir deux EPR 2 (Evolutionary Power Reactor de génération III) », a rappelé à Ouest-France le directeur de la centrale, Stéphane Rivas, en février 2024. Si la candidature de Chinon pour les EPR 2 est en cours, l’intérêt de Newcleo pour ce site s’ajoute aux ambitions nucléaires locales. Pour Jean-Luc Dupont, maire de Chinon et président de la communauté de communes Chinon Vienne et Loire, ce projet « pourrait permettre de fiabiliser cette filière et de passer ensuite au stade industriel », comme rapporté par Ouest-France.

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La commune et ses habitants sont intimement liés au nucléaire depuis près de 70 ans, un facteur qui renforce encore cette candidature. « Chinon est un territoire déjà acculturé à cette filière du nucléaire : cela fait quasiment 70 ans que le nucléaire est là, et toutes les familles sont concernées », souligne M. Dupont. Cet enracinement historique confère à Chinon un savoir-faire et une acceptabilité sociale rare, essentiels pour accueillir un projet de cette envergure.

En parallèle, les discussions avec Newcleo sont déjà en cours. La start-up italienne a rencontré les responsables locaux à trois reprises, exprimant un vif intérêt pour l’implantation d’un AMR de 30 MW sur les 10 hectares de terrain disponibles autour de la centrale. Cet espace, actuellement parc d’activités, est vu comme un futur centre d’ingénierie pour les mini-réacteurs de Newcleo, une installation qui pourrait générer environ 300 emplois dans le secteur de l’ingénierie.

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Le rôle de Newcleo dans le nucléaire de demain

Fondée en Italie, Newcleo s’engage à développer des réacteurs modulaires avancés (AMR), une technologie qui pourrait transformer la production d’énergie nucléaire. En utilisant des matériaux comme le plomb liquide pour le refroidissement, les AMR de Newcleo pourraient atteindre un rendement élevé tout en minimisant les déchets radioactifs.

Pour l’instant, le projet reste à l’état de proposition et dépendra des décisions de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), qui devra approuver le modèle proposé par Newcleo.

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Alors que les premiers frimas de l’automne se font sentir, il est temps de se pencher sur le mode de chauffage de nos habitations. Pour les logements équipés de radiateurs électriques, il existe désormais sur le marché des appareils modernes et connectés, qui peuvent être pilotés à distance via une application accessible sur smartphone ou tablette. Ils permettent de mieux contrôler la température de consigne et les périodes de chauffe, afin de réaliser des économies d’énergie. Voici quelques-uns un des modèles les moins chers du marché.

Pour trouver les modèles de radiateurs connectés les moins chers du marché, nous avons passé en revue les grandes enseignes et avons sélectionné les modèles dotés d’une puissance de 1500 watts (W). Il s’agit d’un niveau intermédiaire, qui convient pour chauffer une pièce de 15 à 25 m². Il faut savoir que les radiateurs électriques sont souvent déclinés en puissances de 500, 1000, 1500, 2000 et 2500 W, adaptées à différentes superficies.

Le radiateur électrique est le mode de chauffage le moins cher à l’achat, parmi toutes les catégories (fioul, gaz, bois, pompe à chaleur, etc.). C’est aussi le plus simple et rapide à déployer, dans un logement neuf comme en rénovation. Il suffit de disposer d’une ligne électrique dédiée câblée en 2,5 mm² pour l’alimenter et de quelques dizaines de minutes pour l’installer, avec des outils simples : perceuse ou perforateur et tournevis.

Cependant, le radiateur électrique est parmi les plus coûteux à l’usage, particulièrement lorsque le prix de l’électricité est élevé. Il fonctionne avec une simple résistance électrique, qui transforme le courant électrique en chaleur avec un coefficient de performance (COP) de 1. Cela le rend moins performant qu’une pompe à chaleur (PAC), par exemple, qui affiche un COP généralement situé entre 2 et 5, selon l’appareil et la température extérieure. Ainsi, lorsque 1 kWh d’électricité consommée par un radiateur électrique est transformée en 1 kWh de chaleur, une PAC peut, elle, restituer 2 à 5 kWh de chaleur avec la même quantité d’électricité.

Il est donc indispensable d’optimiser les plages et températures de fonctionnement d’un radiateur électrique pour maîtriser sa consommation. Pour cela, les modèles connectés en WiFi sont idéaux. Ils permettent de contrôler à distance la température de consigne et les horaires de démarrage en toute simplicité. Voici notre sélection de radiateurs électriques connectés à petits prix.

Radiateur électrique connecté Bestherm Nessa Connect : le moins cher

Le radiateur connecté de Bestherm est plat et lisse, ce qui lui donne un aspect très sobre. Il s’agit d’un modèle avec un cœur de chauffe en céramique. Il est de forme horizontale et de couleur blanche. Il pèse 10 kg et ses dimensions sont les suivantes : hauteur 455 mm, largeur 80 mm, profondeur 125 mm. Il est connecté et peut être piloté à distance via les applications Tuya et Smart Life. Il est également équipé de différents programmes qui peuvent être personnalisés sur la semaine. Il dispose d’une option « sécurité enfant » qui permet de verrouiller son écran afin que les jeunes enfants ne puissent pas changer les réglages.

Le radiateur électrique connecté Heatzy Shine : la nouveauté d’une start-up

 

Le radiateur connecté Heatzy Shine est conçu par une start-up spécialisée dans le pilotage énergétique des radiateurs électriques. Il s’agit d’un radiateur en aluminium à inertie fluide, qui permet une chauffe plus douce et progressive. Même après l’arrêt du chauffage, la chaleur contenue dans le fluide (de l’huile minérale la plupart du temps) continue de se dissiper dans l’air durant plusieurs dizaines de minutes. Il se connecte en WiFi via l’application Heatzy, afin de gérer notamment la température de consigne. Le modèle de 1500 W pèse 12,45 kg pour une largeur de 690 mm, une hauteur de 575 mm et une profondeur de 90 mm.

Le radiateur électrique connecté Purline Ceramic, blanc discret

Ce modèle de radiateur électrique vendu par Purline fonctionne avec un corps de chauffe en céramique et dispose d’une connectivité WiFi via l’application Tuya ou Smart Life. Pesant 12,9 kg pour le modèle de 1500 W, ses dimensions sont de 500 mm de haut, 820 mm de large et 90 mm de profondeur. Son style blanc épuré et ses courbes douces lui permettent de s’intégrer discrètement dans la plupart des intérieurs. Comme la plupart des radiateurs électriques connectés, il dispose de la fonction « fenêtre ouverte », qui détecte automatiquement lorsqu’une fenêtre est restée ouverte et coupe ainsi le chauffage. Cela évite de mauvaises surprises en recevant sa facture d’électricité.

Vous avez toutes les informations pour choisir entre les différents modèles de radiateurs connectés les moins chers du marché. Soyez toutefois à l’affût des promotions qui sont régulièrement mises en place pour ce type de produits.

FAQ : tout savoir sur les radiateurs électriques connectés

Qu’est-ce qu’un radiateur électrique connecté ?

Un radiateur électrique connecté permet de contrôler le chauffage via une application sur smartphone ou tablette. Grâce à une connexion WiFi ou plus rarement Bluetooth, ces appareils peuvent être gérés à distance, permettant d’ajuster la température, d’activer des modes de chauffe ou de programmer des horaires. Cette connectivité permet une meilleure maîtrise de la consommation énergétique en chauffant uniquement lorsque nécessaire.

Les radiateurs électriques sont-ils économiques à l’usage ?

Comparé à des systèmes de chauffage comme les pompes à chaleur, le radiateur électrique est souvent plus coûteux à l’usage en raison de sa consommation électrique. Les modèles connectés, bien qu’ils permettent une gestion optimisée de la température, n’améliorent pas la performance propre du radiateur, mais peuvent réduire la consommation, en contribuant à réduire les périodes de chauffe inutiles et les situations de gaspillage (comme les fenêtres ouvertes).

Quelle puissance de radiateur choisir selon la taille de la pièce ?

La puissance recommandée d’un radiateur dépend de la superficie de la pièce. En général, il faut compter 100 W par m² pour un logement bien isolé. Un radiateur de 1500 W convient ainsi pour une pièce de 15 à 25 m². Il est toutefois conseillé d’opter pour une puissance supérieure si l’isolation est insuffisante ou si la pièce est particulièrement exposée au froid.

Est-il possible de connecter plusieurs radiateurs dans une même application smartphone ?

Oui, la plupart des applications de pilotage de radiateurs connectés permettent de regrouper plusieurs appareils. Cela facilite la gestion du chauffage dans l’ensemble du logement, en permettant de régler chaque radiateur individuellement ou, sur certaines applications, de les coordonner selon une programmation commune.

Les radiateurs connectés sont-ils compatibles avec la domotique ?

De nombreux radiateurs connectés peuvent s’intégrer à un système de domotique, à condition qu’ils soient compatibles avec les principaux assistants vocaux comme Alexa, Google Home ou Siri. Cela permet de les piloter vocalement et de les inclure dans des scénarios d’automatisation avec d’autres appareils connectés. N’hésitez pas à consulter la fiche technique détaillée de chaque radiateur pour connaître leur compatibilité avec ces outils.

Comment sécuriser un radiateur électrique pour éviter que les enfants ne modifient les réglages ?

De nombreux radiateurs connectés incluent une option de verrouillage ou « sécurité enfant » qui empêche les réglages de la température d’être modifiés par inadvertance. Cette option, souvent disponible dans l’application smartphone, bloque les commandes tactiles du radiateur.

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Construire, au large des côtes de la Belgique, une île énergétique qui permette de dispatcher l’électricité produite par des éoliennes en mer. L’idée est belle. Mais elle pourrait bien coûter beaucoup plus cher que prévu.

C’est au large des côtes belges, quelque part en mer du Nord, que doit prochainement être lancé le chantier de la toute première île énergétique au monde — un autre projet du genre est en cours au Danemark. L’île Princesse Élisabeth. La Banque européenne d’investissement (BEI) vient d’ailleurs d’accorder au porteur du projet, Elia Transmission Belgium (ETB), une subvention de 650 millions d’euros pour mener à bien la première phase. Les fondations de l’île sont déjà en construction aux Pays-Bas.

Cette île énergétique de 6 hectares pourrait être comparée à une rallonge high-tech avec des multiprises. Des câbles sous-marins d’éoliennes en mer s’y rejoindront et des transformateurs permettront d’acheminer le courant vers la terre d’une part et de mieux connecter la Belgique à ses voisins européens d’autre part. Le Royaume-Uni et le Danemark, dans un premier temps. Le tout alliant courant continu et courant alternatif pour optimiser les transmissions. Objectif : intégrer, d’ici 2030 — date des premiers raccordements pour une fin de travaux annoncée en 2027 —, pas moins de 3,5 gigawatts (GW) d’électricité éolienne offshore au réseau — de quoi alimenter 3 millions de foyers, selon les projections d’Elia Transmission Belgium.

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Du feu vert environnemental à l’explosion du budget

Il y a un an environ, le projet avait obtenu son feu vert environnemental. Et ce n’était pas la moindre des choses pour une île énergétique construite en pleine zone Natura 2000. Des mesures spécifiques ont donc été prévues pour protéger la biodiversité. Des corniches en surface pour accueillir les oiseaux et des structures sous l’eau pour créer un récif artificiel riche et diversifié, par exemple.

Désormais, voici que l’île énergétique de la princesse Élisabeth fait face à un obstacle inattendu. Une explosion de son coût. Elle devait en effet coûter environ 2,2 milliards d’euros. Mais la semaine dernière, c’est un chiffre très différent qui a été évoqué au Parlement. Un chiffre de l’ordre de 7 milliards d’euros, soit presque autant qu’un réacteur nucléaire. « Cette augmentation est très préoccupante », estime la ministre belge de l’Énergie, Tinne Van der Straeten, auprès de l’AFP. ETB, qui n’a pas souhaité confirmer le chiffre, explique tout de même que la guerre en Ukraine a provoqué une sorte de ruée vers les énergies renouvelables et vers le matériel indispensable à leur déploiement à grande échelle. La pression sur les câbles, sur les convertisseurs courant alternatif/courant continu, les transfomateurs ou même sur les bateaux d’accès aux chantiers a fait grimper les prix.

Les gros industriels craignent une envolée des prix de l’électricité dans le pays pour compenser le surcoût. Ils demandent donc la suspension — ou au moins la révision — du projet d’île énergétique. Le gouvernement belge, quant à lui, souhaite maintenir le cap et espère limiter le dérapage budgétaire en obtenant des financements supplémentaires de la part de l’Europe. Le projet, après tout, concerne également d’autres pays européens. Et devrait aider l’Europe à atteindre ses objectifs de déploiement des énergies renouvelables.

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L’agence anti-monopole tchèque a provisoirement rejeté les plaintes des groupes EDF et Westinghouse, opposés à la sélection du constructeur sud-coréen KHNP pour les négociations exclusives sur la construction de deux nouveaux réacteurs nucléaires à la centrale de Dukovany.

EDF et Westinghouse n’obtiennent pas gain de cause, enfin provisoirement. Les deux constructeurs de réacteurs nucléaires, évincés de l’appel d’offres mené par l’énergéticien tchèque CEZ, expriment depuis plusieurs mois leurs réserves concernant cette décision. Le refus de l’agence bloque, pour le moment, toute possibilité de remise en cause immédiate du choix du Sud-coréen KHNP, mais laisse aux deux groupes occidentaux une fenêtre de recours de deux mois.

Des subventions déguisées derrière l’offre sud-coréenne ?

Face à cette décision, EDF et Westinghouse avaient initialement saisi l’agence anti-monopole pour contester la procédure, mettant en avant plusieurs points. Westinghouse, notamment, a fait valoir que l’offre de KHNP nécessiterait l’exportation d’une licence d’exploitation vers la Corée du Sud, ce qui pourrait impliquer des décisions d’autorisation des autorités américaines, non consultées dans cette affaire. De son côté, EDF a pointé du doigt des incertitudes sur la transparence de l’offre sud-coréenne, qui pourrait, selon elle, bénéficier de garanties publiques du gouvernement sud-coréen en cas de dépassement de coûts, faussant ainsi les règles de la concurrence.

Pour EDF, ce soutien implicite de l’État coréen enfreindrait les règles d’équité commerciales et les principes de transparence qui doivent, selon l’énergéticien, structurer de tels projets. Cette position a également conduit EDF à saisir la Commission européenne dans le cadre d’une plainte formelle, sollicitant une enquête sur d’éventuelles subventions étrangères illicites, incompatibles avec le droit communautaire.

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Un contexte de concurrence exacerbée dans le nucléaire européen

Le projet de Dukovany cristallise une compétition accrue entre les grandes entreprises de construction de réacteurs nucléaires pour les marchés européens, marquée par des enjeux géopolitiques importants. Avec un coût estimé à 8,65 milliards de dollars par réacteur, l’offre de KHNP se révèle particulièrement compétitive. Une réalité qui, selon EDF, pourrait masquer des subventions indirectes de l’État sud-coréen, destinées à soutenir le groupe en cas de dépassement de budget.

Cette plainte s’inscrit dans une dynamique plus large, alors que la Commission européenne a intensifié ces dernières années son contrôle sur les subventions étrangères au sein du marché européen. En avril dernier, elle a ouvert plusieurs enquêtes contre des consortiums chinois pour des appels d’offres dans le domaine des énergies renouvelables en Roumanie. En adressant sa plainte à l’exécutif européen, EDF espère que des mesures similaires pourront être prises concernant KHNP, ce qui pourrait remettre en question les accords entre CEZ et le constructeur sud-coréen.

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Aux États-Unis, les petits réacteurs nucléaires modulaires ont le vent en poupe auprès des géants de la tech, notamment les GAFAM (Google, Apple, Meta – anciennement Facebook -, Amazon et Microsoft). Bien que la technologie n’en soit qu’à ses débuts, des accords récemment signés par ces entreprises reflètent un avenir prometteur pour l’industrie. Cependant, malgré l’annonce de partenariats, la concrétisation des projets de réacteurs demeurerait incertaine, selon l’avis d’experts.

Les grandes entreprises technologiques américaines investissent massivement dans les centres de données pour répondre aux besoins associés à l’expansion rapide de l’intelligence artificielle et à la demande croissante de services numériques. Cependant, la consommation énergétique élevée de ces infrastructures risque de mettre à rude épreuve le réseau électrique vieillissant du pays, qui peine à suivre le rythme de cette croissance. De plus, l’approbation de nouvelles lignes de transmission est retardée, reportant la fermeture de certaines centrales fossiles. En réponse, certaines des GAFAM envisagent des solutions de production d’énergie locale afin de réduire leur dépendance aux réseaux existants et d’atteindre leur objectif de neutralité carbone dans les délais. Le mois dernier, elles ont particulièrement manifesté leur intérêt pour les petits réacteurs nucléaires modulaires (ou SMR pour small modular reactor).

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Des partenariats avec des entreprises spécialisées dans les SMR

En octobre, deux géants du Net ont signé de nouveaux accords avec des entreprises spécialisées dans les SMR. Google, l’un d’entre eux, a conclu un contrat d’achat d’énergie avec Kairos Power, qui prévoit de lancer son premier SMR de 500 MW d’ici 2030, suivi de plusieurs autres unités jusqu’en 2035. La société énergétique affirme avoir déjà franchi plusieurs étapes clés dans le développement de sa technologie et aurait déjà obtenu un permis de construction pour son réacteur de démonstration, un document délivré par la Commission de réglementation nucléaire américaine.

De son côté, Amazon dit avoir investi 500 millions de dollars via un tour de table chez l’entreprise X-Energy. Cet investissement soutiendra la finalisation de la conception d’un SMR de 80 MW, ainsi que la construction de la première phase d’une usine de production de combustible. En parallèle, Amazon a également signé un accord avec Energy Northwest pour financer la construction de quatre SMR de X-Energy, soit un total de 320 MW, et prévoit déjà cinq autres unités dans le futur. D’ici 2039, le roi du e-commerce espère exploiter 5 GW d’énergie provenant des SMR.

Microsoft, pour sa part, a également déjà manifesté son intérêt pour le nucléaire, mais en revanche, l’entreprise s’oriente davantage vers les systèmes traditionnels. Aux dernières nouvelles, la firme envisage de relancer un des réacteurs du Three Mile Island aux États-Unis, qui a été mis à l’arrêt en 2019. Toutefois, une annonce de recrutement de l’année dernière suggère que la firme pourrait aussi s’intéresser aux SMR. La société était à la recherche d’un gestionnaire de programme de technologie nucléaire, dont les missions comprenaient l’intégration de petits réacteurs modulaires.

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Une solution énergétique non viable pour les firmes de la tech ?

Étant donné la nature émergente des SMR, la décision de ces grandes enseignes ne manque pas de soulever des questionnements quant à la concrétisation des projets et aux délais de livraison. En effet, la technologie est encore principalement en phase de développement. De plus, le processus de concrétisation d’un projet SMR est relativement long. La conception technologique, les approbations réglementaires et la construction peuvent prendre énormément de temps. Deux experts interrogés par le média Montel pensent, d’ailleurs, que les délais visés par ces entreprises sont trop ambitieux compte tenu des défis techniques et réglementaires. L’un d’eux souligne également le risque lié aux coûts élevés pouvant rendre les projets non viables économiquement pour ces géants de la technologie. Il recommande de concentrer les efforts sur le développement d’un ou deux modèles standardisés de SMR. L’effet d’échelle pourrait, selon ce spécialiste, être significatif à partir de 700 unités d’un même modèle.

Certains observateurs craignent même que les annonces de Google et Amazon ne soient une simple stratégie d’amélioration d’image de marque, en réponse aux attentes des consommateurs et investisseurs en matière de responsabilité environnementale. Quoi qu’il en soit, ces récentes nouvelles constituent un vrai coup de levier pour l’industrie du SMR, qui est désormais mise en avant par des acteurs de renommée mondiale.

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L’Arabie Saoudite bat des records dans les appels d’offre solaire : 0,012 euro le kilowattheure. À des tarifs légèrement plus élevés, EDF et TotalEnergies sont encore en lice pour décrocher un parc.

L’Arabie Saoudite, pays historiquement ancré dans les énergies fossiles, continue de diversifier ses sources d’énergie avec son programme national d’énergie renouvelable (NREP). Cette semaine, la Saudi Power Procurement Co. (SPPC) a dévoilé les entreprises présélectionnées pour la cinquième phase de ce programme, un appel d’offres solaire visant l’installation de 3,7 gigawatts (GW) de capacité photovoltaïque. Ce projet, qui fait appel à des géants de l’énergie mondiale, dont plusieurs acteurs français, marque une étape décisive vers la transition énergétique du pays.

Le prix le plus bas proposé à 0,012 €/kWh

L’un des aspects les plus remarquables de cet appel d’offres est le tarif proposé pour la production d’électricité solaire. Un consortium dirigé par Masdar, en collaboration avec la Korea Electric Power Corporation (KEPCO), a soumis pour le projet Al-Sadawi Solar PV IPP (2 GW) une offre record de 0,0129 dollar par kilowattheure $/kWh, soit environ 0,012 €/kWh. Ce prix est non seulement l’un des plus bas jamais vus dans l’industrie solaire, mais il est aussi un indicateur du potentiel de production d’énergie à bas coût dans les régions ensoleillées du Moyen-Orient.

Cette compétitivité croissante des prix illustre le progrès technologique réalisé par le secteur et la capacité des entreprises à réduire les coûts de production, grâce notamment à la baisse du prix des panneaux photovoltaïques, aux avancées dans les systèmes de gestion de l’énergie et aux économies d’échelle générées par des projets d’une telle envergure.

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Les entreprises françaises au cœur de la compétition

Les groupes français EDF Renouvelables et TotalEnergies, engagés de longue date dans les énergies renouvelables, font partie des soumissionnaires présélectionnés. EDF Renouvelables, en partenariat avec SPIC Huanghe Hydropower Development, a proposé un tarif légèrement plus élevé, à 0,0122 €/kWh pour le projet Al-Sadawi. Ce tarif reste toutefois ultra-compétitif, permettant à EDF de se positionner en acteur majeur dans la course pour ce gigantesque projet. De son côté, TotalEnergies, associé à Al Jomaih Energy and Water Company, a également soumis une offre pour le projet Al-Masaa (1 GW), avec un prix de 0,0127 €/kWh.

Pour EDF et TotalEnergies, la participation à cet appel d’offres saoudien représente une opportunité de consolider leur position sur le marché du Moyen-Orient, un marché stratégique en pleine expansion pour les énergies renouvelables. Leur succès dans ces appels d’offres contribuerait aussi à renforcer le savoir-faire français dans le domaine de l’énergie solaire.

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Pendant que la France hésite dans son soutien aux hydroliennes, l’Union européenne (UE) soutient deux projets français à hauteur de 51 millions d’euros : Flowatt en 2026 et NH1 en 2028.

Les développeurs français HydroQuest et Normandie Hydroliennes sont les lauréats d’une aide de 51 millions d’euros du Fonds pour l’innovation. Leurs projets de fermes hydroliennes sont prévus pour le raz Blanchard, l’un des plus puissants courants d’Europe, situé en Normandie, avec une mise en service en 2026 pour Flowatt et 2028 pour NH1. Ces projets sont le fruit d’années de développement technologique dans le domaine des énergies marines renouvelables, visant une production énergétique prédictible et durable.

La ferme NH1, dotée d’une puissance de 12 MW grâce aux turbines AR3000 de Proteus, fournira jusqu’à 33,9 gigawattheures (GWh) par an, soit l’équivalent de la consommation d’environ 15 000 habitants. Construites à Cherbourg, ces turbines sont les plus puissantes du monde et promettent un coût d’électricité compétitif. Ces fermes doivent permettre de valider la viabilité économique de l’hydrolien pour, à terme, lancer des déploiements commerciaux plus larges.

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Le gouvernement Barnier choisira-t-il de soutenir la filière ?

Pourtant, malgré cet enthousiasme technologique, le soutien politique demeure limité. Une dizaine de parlementaires, dont Anna Pic, députée de la Manche, ont adressé une lettre au Premier ministre Michel Barnier pour exiger un cadre clair. Ils rappellent l’absence de débat public et de stratégie ambitieuse pour l’hydrolien, malgré des objectifs de production de 1 GW en 2030 et de 5 GW en 2050 évoqués dans le passé. Cependant, la majorité sénatoriale a récemment soutenu un amendement dénué de chiffrage, mettant en lumière le peu de considération politique pour la filière.

Pour que cette énergie soit compétitive et attractive pour les investisseurs, un déploiement commercial reste essentiel. Les retards pris et le manque de décisions stratégiques pèsent sur l’avenir de l’hydrolien en France. À ce jour, sans véritable planification énergétique intégrée, les industriels, dont Sabella avec ses installations près de l’île d’Ouessant, attendent impatiemment des appels d’offres permettant un développement à plus grande échelle.

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

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

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

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De l’énergie intermittente à l’énergie variable

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

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

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

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De l’intermittence choisie à l’intermittence subie

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

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

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

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

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

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

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

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

Une dépendance majeure à la Chine

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

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

Contenir le raz de marée chinois

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

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

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

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

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

Puissance de l’installation (kWc)	Vente en totalité de l’électricité (c €/kWh)	Vente du surplus (c €/kWh)	Prime à l’autoconsommation (€/kWc)
≤ 3	10,31	12,69	220
≤ 9	8,76	12,69	160
≤ 36	13,02	7,61	190
≤ 100	11,32	7,61	100
≤ 500	10,52	Non éligible	Non éligible

Une baisse notable sur la prime à l’autoconsommation

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Le retour en force de la magie

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

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

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

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

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

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Combien d’argent public pour les sorciers ?

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

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

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

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

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

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Protéger le corps contre l’iode radioactif

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

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

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

Une question de timing

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

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

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Pastilles d’iode : l’enjeu de leur distribution

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

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

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L’iode ne fait pas tout

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

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

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

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

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

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Un usage limité par le poids

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

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

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

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

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

Un impact insignifiant sur le chauffage et la climatisation

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Des effets mineurs sur la qualité de l’eau

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

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

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

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Des impacts sur la prolifération des algues ?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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De plus en plus d’électricité solaire

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

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

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

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Diversifier les sources bas-carbone

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

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

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

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

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

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

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