L’électricité française est parmi les plus décarbonées d’Europe. Mais il n’empêche que les objectifs fixés pour 2020 en matière d’énergies renouvelables n’ont pas été atteints. La menace de sanctions plâne sur notre pays.

En 2009, tous les pays de l’Union européenne ont pris des engagements en matière de déploiement des énergies renouvelables. La France visait les 23 % d’énergie « verte » dans sa consommation finale brute en 2020. Nous n’y étions pas. La Cour des comptes européenne donne le chiffre de 19,1 %. Pire, peut-être, aux yeux de l’Europe, depuis 2020, la France a beaucoup tardé à présenter des plans pour combler le retard. Elle n’a pas non plus utilisé de flexibilités pour se racheter une conduite.

Des objectifs d’énergies renouvelables non atteints et pas de flexibilités

Des flexibilités ? C’est ainsi que les experts appellent les mécanismes qui permettent aux États membres de compenser leur écart avec l’objectif fixé. Par exemple, en achetant des « mégawatts statiques » à ceux qui disposent de productions renouvelables excédentaires. Le Luxembourg, la Slovénie, l’Irlande, les Pays-Bas et la Belgique l’ont fait. La France, elle, a évoqué l’idée d’acheter 500 millions d’euros de tels mégawatts statiques. Sans aller plus loin. Elle a même confirmé dernièrement préférer allouer l’enveloppe au développement de nouvelles capacités renouvelables. Selon une « Stratégie française pour l’énergie et le climat » dans laquelle solaire et éolien en mer, notamment, tiennent une place de choix.

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Pour l’Europe, toutefois, la France reste en infraction. Une amende pour son retard sur les énergies renouvelables pourrait finir par lui être infligée. Il n’y aurait toujours pas de procédure en cours. Mais il n’existe pas non plus de délai légal en la matière. Et il y a quelques mois, la Cour des comptes évoquait un montant de 960 millions d’euros. Pour la seule année 2020 ! On comprend pourquoi Paris tient à poursuivre les discussions avec Bruxelles. La loi d’accélération des énergies renouvelables jouera peut-être en notre faveur. Tout comme notre mix électrique, déjà l’un des plus décarbonés d’Europe.

La France mise sur la décarbonation, l’Europe maintient le cap sur les renouvelables

À l’issue d’une réunion du conseil des ministres de l’Union européenne, ce lundi 4 mars, Bruno Le Maire, notre ministre de l’Économie, se montrait confiant. « Nous voulons d’une Europe qui fixe des objectifs climatiques clairs, en visant la neutralité carbone. La France devrait pouvoir choisir souverainement son mix énergétique », a-t-il déclaré. Comme un clin d’œil à la victoire obtenue récemment d’inscrire le nucléaire parmi les technologies stratégiques pour la décarbonation. Et à sa volonté de miser sur des énergies décarbonées — qui incluent donc le nucléaire — plus encore que sur les seules énergies renouvelables.

La commissaire européenne à l’Énergie, Kadri Simson, rappelle tout de même que « la Commission ne peut pas ignorer » que la France a manqué son objectif renouvelable. En février dernier, elle avait d’ailleurs demandé à notre pays de rehausser ses ambitions en la matière pour 2030. Les États membres doivent soumettre, en juin prochain, leur participation à l’objectif européen d’atteindre alors les 42,5 % d’énergies renouvelables. Pour Kadri Simson, la France devrait « proposer au moins une part de 44 %. Une hausse considérable de son ambition ».

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Imaginez un fournisseur d’électricité vous proposer un tarif dérisoire, mais également vous rémunérer pour chaque kilowattheure non consommé durant les pics hivernaux. Ne cherchez pas, ce genre de fournisseur ne se trouve pas en France, mais au Québec. Pour inciter ses clients à la sobriété, l’équivalent local d’EDF a trouvé une formule particulièrement avantageuse.

En France, pour inviter les particuliers à réduire fortement leur consommation d’électricité lors des pics en hiver, il existe une offre spécifique. Il s’agit de l’option « Tempo » du tarif bleu, proposée par EDF et dont les tarifs sont fixés par l’État. Cette offre assez complexe se décompose en 6 tranches tarifaires, chacune déclinée en heures pleines et heures creuses.

Il y a d’abord les 300 jours « bleus » annuels, correspondant à des périodes de faible demande, où l’électricité est facturée à bas prix. Le reste de l’année est composé de 43 jours « blancs », où la demande en électricité est un peu plus élevée, et donc légèrement plus chère. Enfin, 22 jours « rouges » exclusivement répartis en automne et hiver complètent le calendrier. Le prix de l’électricité y est parfaitement délirant sur la plage d’heures pleines : il augmente de 450 % par rapport aux heures creuses des jours « bleus » (voir les tarifs détaillés).

Gare à ceux qui oublient la « couleur » du jour, et lancent régulièrement leur sèche-linge, radiateurs, ou un gigot au four durant les heures pleines des jours rouges : la facture pourrait être très salée en fin de mois. L’objectif de cette offre est clair : sanctionner les abonnés qui ne jouent pas le jeu de la sobriété lors des pics de consommations hivernaux, qui correspondent généralement aux vagues de froid. Car l’option Tempo a été créée pour aider le réseau à conserver son équilibre durant les périodes les plus tendues. Si la stratégie semble fonctionner, pourrait-il en être autrement ?

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Au Québec, soulager le réseau en rémunérant les volontaires

La problématique est la même de l’autre côté de l’Atlantique, chez nos cousins québécois. La province canadienne a — comme la France – fait le choix de développer le chauffage électrique, afin de profiter de son abondante et peu coûteuse production hydraulique. En conséquence, les pics de consommation peuvent être très importants lors de grands froids. Hydro-Québec, l’équivalent local d’EDF, propose lui aussi une offre dont l’objectif est similaire à l’option Tempo en France. Les conditions sont toutefois bien différentes.

En effet, au Québec, l’équivalent de Tempo s’appelle le « crédit hivernal ». Il s’agit d’une option proposée sur le tarif local de base, le « tarif D ». Qu’ils aient ou non optés pour cette option, les abonnés payent leur kilowattheure (kWh) au même prix : 0,07 à 0,10 $ (soit 0,05 à 0,07 €) toute l’année, selon la quantité d’électricité consommée. Il n’y a pas d’heures creuses, d’heures pleines ni de « couleur » du jour.

Toutefois, les consommateurs ayant souscrit à l’option « crédit hivernal » se voient gratifiés d’une prime de 0,54 $ (0,37 €) pour chaque kilowattheure effacé durant les « évènements de pointe ». Concrètement, Hydro-Québec rétribue ses abonnés sur la différence de consommation enregistrée entre les « heures de pointe » et la consommation moyenne habituelle aux mêmes heures durant les 5 jours précédents. Un minimum de 2 kWh économisés est exigé. Du gagnant-gagnant : l’abonné voit sa facture d’électricité réduite s’il fait un effort et le réseau bénéficie de sa sobriété au moment le plus important. Contrairement à l’option Tempo française, il n’y a aucun risque de recevoir une facture ahurissante si l’on ne respecte pas la consigne.

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Le crédit hivernal plus flexible que l’option Tempo ?

Le « crédit hivernal » québécois se distingue également de Tempo par sa capacité à s’adapter aux besoins réels du réseau. En France, l’option Tempo doit obligatoirement comporter 22 jours rouges par saison, outre les 300 jours bleus et 43 jours blancs, même si l’hiver est doux et que le réseau n’est pas particulièrement sollicité. Un fonctionnement rigide qui étonne de nombreux abonnés, notamment au mois de mars, lorsque le gestionnaire du réseau électrique RTE est contraint de positionner les derniers jours rouges non utilisés malgré des températures clémentes.

Au Québec, les « évènements de pointe » sont un peu moins encadrés. Ils peuvent être placés n’importe quel jour de la semaine, entre 6 h et 9 h et entre 16 h et 20 h, du 1ᵉʳ décembre au 31 mars. S’il n’y a pas de quota minimal d’évènements, un plafond limite à 33 le nombre d’activations pour un maximum de 100 heures par saison.

Une offre parallèle à 3 centimes le kilowattheure

À noter qu’Hydro-Québec propose une autre offre à tarification dynamique, plus proche de l’option Tempo française, baptisée « tarif D Flex ». L’abonné bénéficie d’un kilowattheure extrêmement bon marché facturé entre 0,05 et 0,08 $ (0,03 à 0,05 €) en hiver et entre 0,07 et 0,10 $ (0,05 à 0,07 €) en été. En contrepartie, le tarif s’envole à 0,54 $/kWh (0,37 €) durant les évènements de pointe hivernaux. Le consommateur peut donc choisir entre deux méthodes pour stimuler sa sobriété énergétique.

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Dans la famille des énergies renouvelables marines, on demande… la géothermie marine. Encore peu envisagée du fait des contraintes techniques qui y sont associées, elle pourrait cependant gagner en popularité sous l’impulsion du groupe français CGG. 

Et si la géothermie sous-marine était l’énergie du futur ? C’est, en tout cas, ce que pense CGG, une entreprise française spécialisée dans les géosciences. Celle-ci vient de publier un livre blanc destiné à mettre en évidence le potentiel de cette énergie encore quasi inexploitée. Aujourd’hui, des installations géothermiques exploitent déjà le mouvement des plaques tectoniques, notamment au niveau de la ceinture de feu qui se matérialise par un ensemble de volcans faisant le tour de l’océan Pacifique.

Ces volcans proviennent principalement d’un phénomène de subduction par lequel une plaque tectonique glisse sous une plaque adjacente moins dense. Dans ces zones, où le magma est relativement proche de la surface, des sociétés ont développé des compétences techniques spécifiques, leur permettant d’adapter des infrastructures géothermiques en fonction du type de volcan et de la qualité du magma lui correspondant. L’inconvénient de cette solution, en plus de l’hétérogénéité du magma en fonction des zones, réside dans le fait que la température obtenue baisse très rapidement dès que l’on s’éloigne de la zone volcanique.

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Miser sur la divergence des plaques tectoniques

À l’inverse, CGG propose plutôt de se concentrer sur la divergence des plaques tectoniques, un phénomène que l’on rencontre dans presque tous les océans de la planète. Alors que les plaques s’éloignent l’une de l’autre, donnant naissance à une faille, le magma peut remonter vers la surface pour former un nouveau plancher océanique appelé lithosphère océanique. Selon CGG, ce type de zone comporte bien des intérêts. D’abord on retrouve des caractéristiques et des températures similaires tout au long de ces failles, ainsi que des fluides géothermiques à la chimie inoffensive. De plus, la présence de failles naturelles permettrait d’accéder à ces températures élevées sans risquer de provoquer des séismes.

Sur Terre, ces zones ont déjà montré leur potentiel en Islande. L’île est, en effet, située sur la dorsale médio-atlantique, ce qui lui vaut un gradient géothermique très élevé, pouvant atteindre 250 °C à moins d’un kilomètre de profondeur dans les zones les plus actives. Cette géologie unique permet à l’île de compter sur un mix énergétique décarboné à plus de 80 %, avec 61 % de l’énergie issue de la géothermie.

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Du potentiel et des défis techniques

CGG estime à 65 000 kilomètres carrés la surface de plancher marin où le magma est relativement proche de la surface, le long de ces rifts. Utiliser cette source d’énergie permettrait de produire de l’électricité de façon propre, illimitée et en continu, contrairement à l’éolien ou au solaire. Outre cette production d’électricité, il serait possible de produire de l’eau douce, de l’hydrogène et même de l’ammoniac. Néanmoins, les défis techniques restent colossaux. D’abord, les études nécessaires à la définition des zones les plus propices à ces installations devraient prendre un temps considérable et nécessiter d’importants investissements financiers. Si les technologies relatives à la géothermie sont, elles, largement éprouvées, les ingénieurs devront mettre au point des solutions permettant la production d’électricité, d’hydrogène, d’eau douce et d’ammoniac en pleine mer, ainsi que des solutions pour ramener ces ressources à terre. Or, les rifts dont il est question sont souvent situés loin des côtes.

De son côté, CGG est en train de faire breveter tout un ensemble de technologies géologiques et géophysiques censées permettre la recherche, l’exploration, le développement et la surveillance de ces ressources géothermiques. L’entreprise, qui œuvre principalement pour l’industrie pétrolière et l’industrie du gaz, compte, ici, utiliser ses compétences en matière de données géothermiques et d’imagerie souterraine pour permettre le développement de nouvelles énergies renouvelables.

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Produire de l’hydrogène vert, c’est bien, mais encore faut-il pouvoir le transporter ! Pour y parvenir et accélérer l’utilisation d’hydrogène, la Chine vient de lancer le projet du plus grand pipeline à hydrogène au monde, lançant une course internationale dans un secteur en pleine expansion.

Depuis quelques années, la Chine multiplie les projets pharaoniques dans le domaine de l’énergie, qu’il s’agisse d’hydroélectricité, de solaire, de nucléaire ou encore d’éolien. Cette fois, c’est pour le transport de l’hydrogène qu’elle bat un nouveau record en lançant la construction du plus long « hydrogènoduc » au monde. Avec ses 737 km, le pipeline Zhangjiakou Kangbao – Caofeidan devrait relier une usine de production d’hydrogène vert de Zhangjiakou jusqu’au port de Caofeidan, à environ 250 km de Pékin.

Selon les porteurs du projet, ce pipeline devrait permettre d’accélérer l’adoption de la pile à combustible hydrogène pour le transport lourd routier, ainsi que l’usage de l’hydrogène vert dans l’industrie chimique et métallurgique. Enfin, le pipeline devrait favoriser les exportations d’hydrogène vert ainsi que d’ammoniac. La construction, qui devrait débuter dès l’été 2024 et se terminer en 2027, pour un montant total de 845 millions d’euros.

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Les hydrogènoducs se multiplient

Si les chiffres de ce projet impressionnent, la Chine est loin d’être le seul pays à s’attaquer au sujet du transport de l’hydrogène. Sur tous les continents, et en particulier en Europe, des projets émergent sur le sujet. Entre l’Afrique et l’Europe, le projet GASLI (Gazoduc Algérie – Sardaigne – Italie) devrait, à terme, permettre l’acheminement de 8 milliards de mètres cubes d’hydrogène par an. À travers l’Europe, le vaste projet H2Med vise à créer un corridor énergétique depuis le Portugal jusqu’en Allemagne en passant par l’Espagne et la France. L’un de ces tronçons, appelé BarMar, reliera le Portugal, l’Espagne ainsi que la France, et sera capable de transporter aussi bien du gaz de type méthane que de l’hydrogène. L’ensemble du projet H2Med devrait être mis en service à l’horizon 2030.

De manière plus globale, l’Europe souhaite créer, à travers 12 gestionnaires de réseau de transport de gaz, un vaste réseau de plus de 39 000 km pour réunir 21 pays. Une grande partie de ce réseau s’appuierait sur la conversion de canalisations existantes destinées au gaz naturel. Par ailleurs, de nombreux projets d’hydrogènoducs sont également conçus pour acheminer également du gaz naturel, en proportions variables. Il n’est donc pas garanti que ces installations soient exclusivement destinées à transporter la si convoitée molécule de dihydrogène.

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Le syndicat des énergies renouvelables (SER) a présenté 4 scénarios envisageables pour le futur de l’éolien en mer. Et selon le modèle « équilibré », 7 nouveaux sites seraient propices au développement de nouveaux projets au large de la Normandie.

Pour atteindre ses objectifs climatiques, la France mise notamment sur l’éolien en mer. Le but est de mettre en service 50 gigawatts (GW) d’ici 2050 pour la filière, selon le gouvernement. Sous l’égide par la Commission nationale du débat public (CNDP), une consultation publique se déroule actuellement depuis le 20 novembre 2023, jusqu’au 26 avril 2024, au sujet de la planification maritime, qui comprend l’éolien en mer.

Afin d’alimenter le débat sur le sujet, France Renouvelables et le SER publient ensemble 4 scénarios proposant les zones possibles pour de futurs parcs éoliens en mer.  Les trois premiers scénarios considèrent un seul enjeu pour établir les zones potentielles des futurs parcs : soit la « minimisation des coûts pour la collectivité », soit l’hypothèse de parcs situés « hors zones de protection réglementaire de l’environnement », soit un scénario « très loin des côtes ». Ces scénarios visent à de montrer qu’en étudiant un seul enjeu, les conséquences deviennent importantes sur d’autres enjeux. La publication termine donc sur un scénario équilibré qui fait un mix entre les différents intérêts.

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Le difficile choix des critères pour implanter un parc éolien en mer

Dans le détail, le premier scénario minimise les coûts pour la collectivité. Les zones privilégiées sont alors celles proches des côtes, ce qui nuit à l’enjeu du troisième scénario. Pour le secteur Manche est/mer du Nord, situé au large de la Normandie, ce scénario entraîne également des soucis d’interaction avec les co-usagers de la mer (pêcheurs, touristes). La forte concentration de parcs sur cette zone (11) représenterait aussi une nuisance pour la biodiversité.

En prenant le scénario « hors zones de protection réglementaire de l’environnement », les sites Natura 2000 et les parcs naturels marins sont exclus des sites envisageables pour de futurs projets. Selon la publication, cela conduirait à concentrer les parcs loin des côtes pour éviter les zones d’exclusion réglementaire et les servitudes militaires. Les parcs seraient alors concentrés sur la façade Nord-Atlantique/Manche ouest et sud-atlantique, c’est-à-dire tout au long des côtes situées en bordure de l’Océan Atlantique. Dans cette hypothèse, aucun parc ne serait implanté en mer Méditerranée, qui est classée en zone Natura 2000. Ce déséquilibre entre les façades méditerranéennes et atlantiques induit des effets négatifs sur l’environnement marin côté atlantique ainsi que des retombées économiques inégales entre les territoires.

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Enfin, si l’on prend le scénario « très loin des côtes », il envisage l’implantation de parcs à 37 km environ du littoral, permettant de ne pas gêner les autres utilisateurs de l’espace marin ni de porter atteinte au paysage. Cela impliquerait de miser à 80 % sur l’éolien flottant, qualifié de « pari technologique » par les auteurs du texte. Cette hypothèse conduirait à une hausse des coûts liée notamment aux difficultés de raccordement de l’éolien flottant. Il serait également plus difficile d’atteindre les objectifs en matière de capacité installée en raison de la moindre maturité de la filière de l’éolien flottant. Enfin, ce scénario induirait encore un déséquilibre entre les façades maritimes puisque le côté méditerranéen exclut tout parc éolien lointain, en raison de la présence de canyons sous-marins loin du littoral.

Un scénario « Équilibre » pour rallier les différents intérêts

On le voit, le fait de tout miser sur un seul des trois enjeux conduit à des solutions déséquilibrées qui n’apparaissent pas favorables au bon développement de la filière. C’est pourquoi les auteurs proposent un dernier scénario, dit « équilibre », qui reprend des éléments de chacune des trois hypothèses précédentes.

Dans ce scénario équilibre, sont privilégiées les zones qui présentent le meilleur potentiel éolien, en essayant d’éloigner les parcs au-delà de 37 km des côtes, pour éviter les désagréments visuels. L’éolien posé est priorisé à court terme et l’éolien flottant sera privilégié dans un second temps, lorsque la technologie sera plus avancée. En outre, un équilibre est trouvé entre les différentes façades maritimes, en évitant autant que possible les zones protégées et les zones de pêche.

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Une densification déjà critiquée des projets éoliens dans la Manche

Avec ce scénario, sur la zone Manche est/mer du Nord qui est celle située au large de la Normandie, 7 nouveaux parcs pourraient être installés, en plus des 4 déjà attribués (Centre Manche, Courseulles-sur-Mer, Fécamp, et Le Tréport) et d’un cinquième en cours d’attribution (Centre Manche 2). Les nouveaux projets seraient situés à une trentaine de km du littoral, le plus proche étant à 27 km.

Voici la carte des nouveaux parcs éoliens proposés pour la zone :

La façade Manche est/mer du Nord réunirait une capacité installée supérieure à 16 gigawatts (GW) avec cette configuration, soit un niveau supérieur aux objectifs 2050 fixés entre 12 et 15,5 GW à cet endroit. Ces propositions suscitent la colère des pêcheurs du secteur, déjà opposés aux premiers parcs attribués. En effet, la Manche présente la particularité d’être une mer de taille réduite, et les pêcheurs estiment que l’éolien met une pression trop importante sur la zone en faisant fuir les poissons. Ils considèrent que l’éolien met en péril leur activité. Si ces projets devaient se concrétiser, il faudrait donc convaincre et rassurer les professionnels de la pêche du secteur.

Quels nouveaux parcs éoliens en mer prévus en Atlantique et en Méditerranée ?

Par ailleurs, la façade nord Atlantique/Manche ouest compte déjà trois parcs attribués (Saint-Brieuc, Saint-Nazaire et Yeu-Noirmoutier) et un en cours d’attribution (Bretagne sud). Elle pourrait compter 8 nouveaux parcs éoliens, dont un seul qui serait posé au large de la Bretagne et des Pays de la Loire, afin de minimiser la gêne visuelle. Sur la zone sud-atlantique, en plus des 2 parcs déjà attribués (Oléron 1 et 2), 4 nouveaux parcs pourraient également être installés, là encore à plus de 37 km du littoral. Enfin, 5 parcs éoliens en mer sont proposés sur la façade méditerranéenne à une vingtaine de km des côtes, en complément des 4 parcs déjà attribués.

Ce scénario équilibre a toutefois vocation à être amélioré dans les semaines à venir, grâce aux propositions des participants au débat public. Il permettra d’élaborer une nouvelle version qui s’appellera « Équilibre 2 ».

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La mise en service du PFBR, prototype indien de réacteur à neutrons rapides, approche enfin avec le chargement imminent de son combustible. Si tout se passe comme prévu, ce prototype devrait donner naissance à plusieurs réacteurs surgénérateurs, et ainsi permettre le recyclage du combustible usagé de ses réacteurs existants.  

Il était temps ! 20 ans après le lancement des travaux, le PFBR (Prototype Fast Breeder Reactor), prototype de réacteur à neutrons rapides indien, va enfin recevoir son combustible nucléaire pour une mise en service espérée en décembre 2024. Ce réacteur de 500 MWe, développé par le BHAVINI, une entreprise nationalisée sous tutelle du département indien de l’énergie atomique, devait initialement entrer en service en 2010. Mais le projet subit de nombreux retards, jusqu’à en faire le plus long projet de réacteur nucléaire de l’histoire.

Une fois mis en service, ce réacteur rejoindra la très courte liste des réacteurs à neutrons rapides en fonctionnement dans le monde avec les réacteurs russes Beloyarsk-3 (560 MWe) et Beloyarsk-4 (820 MWe), et le CEFR chinois (20 MWe).

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L’Inde mise sur un programme nucléaire en trois étapes

Pourtant, la technologie des réacteurs à neutrons rapides intéresse depuis très longtemps. Et pour cause, cette technologie permet d’utiliser la quasi-totalité de la ressource uranium, de mieux recycler les combustibles usagés issus des autres réacteurs, et donc réduit la quantité de déchets ainsi que leur radiotoxicité. Néanmoins, on dénombre huit réacteurs à l’arrêt dans le monde aux États-Unis, au Royaume-Uni, en France (Phénix et Superphénix) ou encore au Japon. Cette technologie présente un inconvénient majeur : elle nécessite un circuit de refroidissement au sodium liquide, un matériau inflammable au contact de l’air et réagissant violemment au contact de l’eau. De ce fait, elle est difficile à maîtriser, ce qui a conduit à un incident nucléaire important en 1995, dans la centrale japonaise de Monju.

Malgré ces difficultés, l’Inde y croit quand même. Après avoir construit de nombreux réacteurs à eau pressurisée et à eau lourde pressurisée, le pays s’attaque donc à la deuxième étape de son programme nucléaire qui consiste à déployer des réacteurs à neutrons rapides qui pourront utiliser les déchets nucléaires des premiers réacteurs. Le PFBR sera alimenté avec du MOX, un combustible nucléaire constitué de 8,5 % de plutonium et 91,5 % d’uranium appauvri. Grâce à l’expérience acquise avec ce prototype, le pays espère construire 6 réacteurs commerciaux d’une puissance de 500 MWe.

La troisième étape du programme nucléaire indien consistera, à terme, à construire des réacteurs avancés à eau lourde (AHWR) qui seront capables de fonctionner avec un mélange de plutonium et de thorium, une ressource que l’Inde possède en grande quantité.

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Et si les voitures électriques devenaient enfin abordables grâce à un prix des batteries moins élevé ? Voilà maintenant plus d’un an que le prix de ces dernières ne cesse de baisser, et selon plusieurs observateurs, cette chute pourrait bien se poursuivre tout au long de l’année 2024.

L’année 2022 avait été marquée par une hausse importante du prix des batteries destinées au stockage d’électricité, la faute à une demande de plus en plus élevée. Heureusement, en 2023, la tendance s’est complètement inversée avec un tarif en baisse quasi-constante, et qui devrait se poursuivre en 2024. Entre la stabilisation du prix des matières premières, le ralentissement des ventes de véhicules électriques, et le développement d’une concurrence internationale sur le marché des batteries, les principaux fournisseurs chinois, qui représentent à eux seuls plus de 60 % de part de marché, chercheraient encore à réduire leurs coûts de production pour permettre une baisse supplémentaire du prix des cellules lithium, et ainsi conserver leur statut de leader.

Alors qu’il y a un an, les cellules LFP (lithium-fer-phosphate) carrées se négociaient entre 111 et 125 $/kWh, le prix est tombé à 83 $/kWh en août, pour passer à moins de 70 $/kWh en ce début d’année. Selon un rapport du média chinois 36kr, le tarif des cellules LFP pourrait même approcher les 41 $/kWh dans le courant 2024, soit presque trois fois moins que début 2023.

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Le marché de la batterie largement dominé par la Chine

Il faut bien l’admettre, la Chine domine le marché des batteries de stockage de la tête et des épaules, comme de nombreuses autres filières liées à l’énergie. On retrouve, dans le top 10 des plus grands fabricants mondiaux, 6 entreprises chinoises pour une part de marché totale de 64,7 %. En première position, le géant CATL possède à l’heure actuelle presque 40 % de part de marché et ne compte pas s’arrêter là puisque l’entreprise a pour projet de construire une usine d’une capacité de 100 GWh de production annuelle en Hongrie, pour un investissement total de 7,3 milliards d’euros. En seconde position, on retrouve BYD, une société chinoise qui commence à se faire connaître du grand public par le biais de sa filière automobile.

À travers le monde, des initiatives émergent pour tenter de se défaire de cette dépendance chinoise. En Europe, les groupes Stellantis, Mercedes et TotalEnergies se sont associés pour créer ACC, une entreprise dédiée à la fabrication de batteries. Ce partenariat a abouti à la création d’une gigafactory implantée dans le Pas-de-Calais, et qui devrait produire 2,5 millions de batteries de voitures électriques par an d’ici 2030. Forte de ce premier projet, l’entreprise a annoncé lancer trois autres projets de gigafactory grâce à une impressionnante levée de fonds de 4,4 milliards d’euros. Ces nouvelles usines devraient voir le jour en France, en Allemagne et en Italie. Du côté de la Serbie, l’entreprise ElevenEs vient de lancer sa première de production de batteries LFP, et espère pouvoir produire 800 000 batteries de véhicules par an d’ici 2028.

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Alors que des parcs éoliens fleurissent un peu partout dans le monde, un État fédéral, peuplé d’irréductibles américains, résiste encore et toujours à l’énergie éolienne. La Floride s’apprête à passer un texte de loi visant à interdire l’implantation de parc dans ses eaux territoriales, tout en facilitant, à l’inverse, le développement de gazoducs.  

Si vous avez la chance d’aller vous balader en Floride, vous constaterez une différence de taille par rapport aux autres États américains et même à nos campagnes : il n’y a pas une seule éolienne terrestre ni marine. Le Sunshine State (l’État ensoleillé) n’a aucune turbine pour une raison simple : il n’y a pas assez de vent. Et quand il y en a, il y en a trop, puisque la Floride est sur la route de nombreux ouragans.

Cependant, même si l’énergie éolienne n’y est pas rentable, le président de la Chambre de l’État veut s’assurer que cela reste ainsi et vient de présenter un projet de loi visant à interdire les éoliennes offshore à moins de 3 milles nautiques (5,5 km) des côtes atlantiques, et à moins de 9 milles nautiques (16,7 km) des côtes du golfe du Mexique. Selon les promoteurs de cette loi, interdire les parcs éoliens offshore permet avant tout de protéger la vue de l’océan depuis les plages de Floride. Le sénateur Jay Collins, qui parraine ce projet de loi, a indiqué préférer l’arrêt de l’énergie éolienne en Floride le temps de s’assurer que celle-ci ne perturbe pas le sonar des baleines locales.

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Même si l’énergie éolienne n’est pas intéressante en Floride, le président de la Chambre fédérale veut s’assurer que cela reste ainsi et vient donc de présenter le projet de loi 1645 visant à protéger les plages floridiennes d’éventuelles éoliennes. Selon les promoteurs de ce projet de loi, ce dernier a pour objectif de protéger la vue des plages d’éventuelles vues sur des parcs éoliens. Mais ce n’est pas tout, le sénateur Jay Collins, qui parraine ce projet de loi, préfère arrêter l’énergie éolienne le temps de s’assurer qu’elle ne perturbe pas le sonar des baleines locales.

La Floride, un État volontairement en retard sur les énergies renouvelables ?

Si c’est principalement le vent qui a eu raison du développement éolien en Floride, ce texte de loi témoigne du retard qu’accumule l’État au sujet de la transition énergétique. S’il se positionne comme le troisième État américain en puissance solaire installée, il possède tout de même un mix électrique largement dominé par le gaz naturel (74 %), suivi du nucléaire avec 12 % de production d’électricité.

Outre l’interdiction d’éolien offshore, le projet de loi vise, de manière plus générale, à modifier le cœur de ce projet de loi au sujet de l’énergie pour qu’il ne soit plus tourné vers la transition énergétique, mais vers l’accessibilité aux habitants et aux entreprises. Dans ce contexte, le terme « changement climatique », qui revenait plusieurs fois dans le texte, a complètement disparu. À titre d’exemple, la phrase « Lignes directrices en matière d’énergie pour des entreprises publiques respectueuses du climat.—Le corps législatif reconnaît l’importance du leadership du gouvernement de l’État dans le domaine de l’efficacité énergétique et de la réduction des émissions de gaz à effet de serre des opérations gouvernementales de l’État », devient simplement : « Lignes directes en matière d’énergie pour les entreprises publiques ».

Pour finir, ce projet de loi vise à assouplir la réglementation sur la mise en œuvre des gazoducs, une mesure qui semble à contre-courant face aux objectifs mondiaux de transition énergétique.

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Pour permettre une implantation durable sur notre Lune, la Russie et la Chine envisagent d’y implanter une centrale nucléaire afin d’obtenir une source d’énergie régulière, qui ne peut être obtenue avec des panneaux solaires. Ils ne sont cependant pas les seuls à envisager cette possibilité. 

Ce n’est un secret pour personne : depuis 2021, la Russie et la Chine travaillent main dans la main pour créer une station scientifique internationale permanente à la surface de la Lune. Appelée International Lunar Research Station (IRLS), cette station devrait permettre de mieux comprendre notre satellite, et d’en savoir plus sur ses potentielles ressources. Mais la Lune n’étant pas éclairée par le soleil en permanence, obtenir une énergie de manière régulière et suffisante est un véritable défi qui ne peut être relevé qu’avec des panneaux solaires. C’est pourquoi, les autorités russes et chinoises envisagent d’y envoyer une centrale nucléaire entre 2033 et 2035.

Pour l’heure, aucune information supplémentaire n’a été dévoilée sur le sujet. En revanche, les travaux américains sur la question peuvent donner une petite idée de ce à quoi pourrait ressembler cette centrale nucléaire.

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Obtenir un approvisionnement régulier en électricité pour les missions lunaires

L’utilisation de l’énergie nucléaire dans la conquête spatiale n’est pas une nouveauté. Elle a déjà été utilisée pour alimenter des sondes spatiales destinées à explorer les confins de notre système solaire comme Voyager ou Pioneer, ou les rovers envoyés sur Mars comme Curiosity ou Perseverance. Pour ces missions, la Nasa a utilisé des générateurs thermoélectriques à radioisotopes capable de produire de l’électricité grâce à la désintégration radioactive d’un matériau riche en radiosiotopes, comme du plutonium 238.

La Nasa a également envoyé un réacteur à fission nucléaire dans l’espace. Appelé SNAP-10A, ce réacteur de 600W mis en orbite en 1965 avait pu fonctionner pendant 43 jours. Face à la complexité technique associée, aucun autre projet n’avait été lancé par la suite. Un peu plus tard, l’Union Soviétique s’est, elle aussi, essayée à la fission nucléaire pour son programme de surveillance RORSAT (Radar Ocean Reconnaissance Satellite). Entre 1970 et 1988, ce sont une trentaine de satellites militaires nucléaires qui ont été envoyés dans l’espace pour des missions d’une durée comprise entre deux et quatre mois.

Plus récemment, dans le cadre du programme Artemis qui vise à renvoyer des hommes sur la Lune, la Nasa a relancé ses recherches dans l’exploitation de l’énergie nucléaire avec le projet Kilopower. Celui-ci a abouti, en 2018, par le développement réussi du prototype de réacteur Krusty, d’une capacité de 1 kW et pouvant être augmentée à 10 kW. Dans ce réacteur, la chaleur, obtenue grâce à la réaction de fission du combustible nucléaire, est transférée par un fluide caloporteur contenant du sodium, et alimente 8 moteurs Stirling de 125W chacun. Forte de ce succès, la Nasa est en train de développer un réacteur opérationnel reposant sur le même principe.

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Bluetti ne cesse d’innover pour proposer des produits toujours plus aboutis. Cette fois, le fabricant lance une batterie de 2048 Wh de capacité, pouvant être rechargée à 80 % en seulement 45 minutes !

ⓘ Communication commerciale pour Bluetti

Après l’AC200P et l’AC200MAX que nous avons testé il y a quelques mois, Bluetti dévoile l’AC200L, une version améliorée de ces deux modèles. Au menu, on retrouve les atouts qui ont fait le succès de ses prédécesseurs, à savoir la puissance, l’autonomie et la polyvalence, avec une vitesse de recharge largement améliorée.

Lancée au tarif de 1 599 €, cette nouvelle batterie aux arguments de taille saura séduire les pros du camping, les travailleurs hors réseau et les plus prévoyants d’entre nous qui ne veulent pas subir de coupure de courant dans leur logement.

Puissance et autonomie au rendez-vous

Si la capacité de de l’AC200L ne varie quasiment pas par rapport à l’AC200P et l’AC200MAX, la puissance, elle, passe à 2 400W et même 3 600 W en mode Power Lifting ! En d’autres termes, presque aucun appareil électrique ne peut lui résister. Il est ainsi possible de recharger en simultané un ensemble d’appareils sans risque de surcharge de la batterie. Frigo, ordinateur, TV, lumière ou même bouilloire : grâce à cette batterie, vous pouvez retrouver le confort de votre maison dans votre camping-car. L’AC200L permet même d’alimenter des outils électroportatifs dans le cadre de chantiers sans alimentation électrique.

Pour faciliter son utilisation comme alimentation de secours, la batterie bénéficie du mode UPS qui permet, en moins de 20 ms, de détecter une coupure de courant et d’alimenter vos appareils. C’est six fois moins de temps qu’il ne faut pour cligner des yeux !

Pour les plus gourmands en énergie, l’AC200L peut être couplée aux batteries annexes BLUETTI de type B230 et B300, permettant d’obtenir une capacité maximale de 8 192 Wh. La capacité de base de l’AC200L s’élève à 2 048 Wh.

Une recharge toujours plus rapide

Outre une hausse de la puissance, c’est surtout la vitesse de recharge qui distingue l’AC200L de ses prédécesseurs. Du chargeur de 500 W de l’AC200MAX, on passe ici à un chargeur AC de 2 400 W, qui permet de recharger la batterie de 0 à 80 % en seulement 45 minutes. La recharge complète de la batterie ne nécessite qu’une heure et demie. Pour ce qui est de la recharge solaire, il ne faudra, dans des conditions optimales d’ensoleillement, d’orientation et de température, que 2 heures pour recharger entièrement la batterie grâce à une capacité de recharge de 1 200W. Comme les modèles précédents, il est également possible de la recharger grâce à une prise allume-cigare.

La batterie de secours ou de voyage par excellence

Outre ses performances et sa taille contenue (42 × 28 × 36,65cm), l’AC200L se démarque par une polyvalence à toute épreuve. On dénombre 4 prises 240 V, 2 ports USB-C d’une puissance de 100W et 2 ports USB-A. Pour les amoureux du camping, la batterie dispose également d’une prise 12 V de type allume-cigare, et surtout d’une prise 48 V de type camping-car. L’ensemble permet de brancher près d’une dizaine d’appareils en simultané. Et comme BLUETTI ne fait pas les choses à moitié, la batterie est équipée d’un écran LCD doublé d’une connexion Bluetooth qui la rend contrôlable depuis l’application dédiée.

Une offre de lancement immanquable

À l’occasion de son lancement, ce 13 mars 2024, la Bluetti AC200L bénéficie d’un Super Early Bird de 1 599 €, et il est même possible d’obtenir 100 € de réduction supplémentaire grâce au code promo Revolution. À ce tarif, impossible de ne pas craquer. Si l’AC200L ne correspond pas à vos besoins, vous trouverez forcément votre bonheur dans le reste de la gamme Bluetti. À l’occasion des soldes de Printemps, la marque propose des remises pouvant atteindre 30 % du 5 mars au 25 mars.

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GRTGaz prépare le terrain pour pouvoir exporter de CO2 émis en France vers des sites de stockage géologiques. Ces sites, qui sont souvent d’anciens gisements de gaz naturels ou de pétrole, représentent une solution pour la décarbonation d’industries lourdes. Mais l’idée n’est pas exempte de défauts.

Et si on renvoyait le CO2 issu des énergies fossiles, là d’où il vient ? C’est, en substance, l’une des solutions qui est envisagée pour décarboner les industries lourdes comme la fabrication de ciment, de chaux, ou encore la métallurgie. Pour rendre cette opération possible, GRTGaz vient de lancer un appel à manifestation d’intérêt portant sur le transport de CO2 grâce à un long pipeline reliant de grandes industries de l’ouest de la France jusqu’au terminal de gaz naturel liquéfié (GNL) de Montoir-de-Bretagne. Ainsi, le CO2 émis par les cimentiers Lafarge et Lhoist, le producteur de chaux Heideberg Materials, ainsi que la raffinerie de Donges sera envoyé jusqu’au terminal pour y être liquéfié par Elengy, une filiale d’Engie. Ensuite, ce CO2 pourra être transporté par bateau via des zones de stockage géologique, dans le cadre des objectifs français de captation et de stockage du carbone pour réduire les émissions du pays.

Le pipeline devrait permettre le transport de 2,6 MTPA (millions de tonnes par an) de CO2 d’ici 2030, et même 5 MTPA d’ici 2050. Ce type d’infrastructure n’est, d’ailleurs, pas nouveau en France puisqu’on en retrouve une similaire près de Dunkerque. Ces deux installations vont permettre d’envoyer le CO2 émis par ces industries lourdes vers la Norvège, pour qu’il soit stocké de manière pérenne, grâce au projet Northern Lights.

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Northern Lights : un projet destiné à séquestrer le CO2 au large de la Norvège

Autorisé par la Norvège en 2020, le projet Northern Lights consiste à proposer aux industries lourdes d’Europe de transporter, puis de stocker de manière définitive leur CO2 dans de vastes réservoirs géologiques situés au large de Øygarden, à 2600 mètres de profondeur. Pour atteindre ses objectifs, l’entreprise du même nom a déjà commandé 4 navires spécifiques capables de transporter le CO2 sous forme liquide grâce à des réservoirs maintenus à -26 °C. Grâce à ces navires, le CO2 devrait être acheminé jusqu’au terminal terrestre de Northern Lights pour y être stocké provisoirement, avant d’être envoyé vers son site de stockage définitif via un pipeline d’une centaine de kilomètres de long.

Le site devrait entrer en service cette année et permettre de stocker 1,5 MTPA de CO2. À partir de 2026, ce sont 5 millions de tonnes qui pourront être stockées chaque année. Des études sont déjà en cours pour étendre cette capacité à 12 MTPA de CO2.

Le CCS pour décarboner les industries lourdes

Notamment adoubé par le GIEC, le CCS, pour Captage et Stockage du Carbone, est une solution à part entière pour atteindre les objectifs de neutralité carbone à l’horizon 2050. La France compte, elle aussi, sur cet outil et a pour objectif de stocker 8 millions de tonnes de CO2 par an d’ici 2030 et même 20 millions de tonnes de CO2 d’ici 2050. Elle devrait cependant être réservée aux industries lourdes extrêmement difficiles à décarboner comme les cimentiers ou encore les industries de métallurgie.

Si elle apparaît comme indispensable pour atteindre les objectifs mondiaux, elle possède de nombreuses limites. Comme le rappelle l’ADEME, cette solution est très énergivore, en particulier pour la phase de liquéfaction du CO2, et très onéreuse. L’ADEME estime son prix entre 100€ et 150 € par tonne de CO2 séquestré contre 20 à 25 € par tonne de CO2 traité pour d’autres solutions. Enfin, outre le fait que les réservoirs géologiques ne sont pas illimités, ce type de solution nécessite une cavité parfaitement étanche et stable pour éviter tout risque de fuite. Le CO2 étant plus lourd que l’air, une fuite de CO2 pourrait avoir des conséquences désastreuses en asphyxiant les personnes alentour. C’est ce qui s’était produit au niveau du lac Camerounais de Nyos, en 1986. Lors d’une éruption limnique, une énorme bulle de CO2 était remontée à la surface, entraînant la mort de 1 700 personnes.

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Plusieurs usines dans le monde exploitent l’énergie des marées. Mais les contraintes environnementales et les coûts semblent dissuader pas mal de velléités plus récentes. Sauf peut-être du côté de Liverpool. La ville croit en un projet fou sur la rivière Mersey.

L’énergie marémotrice, c’est celle qui se cache dans le va-et-vient des marées. Une énergie renouvelable, puisqu’elle nous est offerte par une combinaison des forces de gravitation de notre Lune et de notre Soleil. Et qui plus est donc tout à fait prédictible. Un atout de taille par rapport au solaire et à l’éolien. En France, d’ailleurs, elle est exploitée depuis le milieu des années 1960. Par l’usine marémotrice de La Rance en Bretagne (voir notre reportage en immersion dans une turbine de La Rance). Pendant plusieurs décennies, elle est restée la plus puissante au monde. Et elle fonctionne toujours très bien.

L’énergie marémotrice a du potentiel

Le potentiel estimé de l’énergie marémotrice n’est pas négligeable. Il est de quelque 25 térawattheures (TWh) pour la France. Soit environ 5 % de notre consommation d’électricité. Pourtant, les projets d’usines marémotrices sont aujourd’hui rares. Il n’y en a aucun dans notre pays. Au-delà de leur coût et des potentiels conflits d’usage, la raison principale est à chercher du côté de leur impact environnemental. Pour construire l’usine de La Rance, il a ainsi fallu couper l’estuaire de la mer pendant trois longues années. Un coup dur pour l’écosystème.

Les lagons marémoteurs pourraient apporter une solution. Le principe : construire des lagons artificiels qui repousseraient les infrastructures des usines marémotrices plus loin des côtes. Ce type de projets aurait aussi l’avantage de s’inscrire dans des projets de territoire visant par exemple à protéger le trait de côte.

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De l’autre côté de la Manche, l’énergie marémotrice séduit

Un projet de lagon marémoteur a été imaginé il y a quelques années déjà dans la Swansea Bay, à l’ouest de la Grande-Bretagne. Il a connu de nombreux rebondissements. Des réadaptations techniques. Des dossiers administratifs et financiers difficiles à monter. Reconnaissons que construire 25 km de digue, ce n’est pas rien. L’investissement pourrait s’élever à 10 milliards d’euros. Mais les porteurs du projet continuent d’y travailler.

Et l’idée vient de rebondir du côté de Liverpool. La ville a fait savoir qu’elle envisage de construire une usine marémotrice sur la rivière Mersey pour exploiter l’un des plus grands marnages du Royaume-Uni. Pas moins de 28 turbines et des différences de hauteur d’eau qui peuvent atteindre les 10 mètres. L’usine de 700 mégawatts (MW) serait capable de produire de l’électricité à marée montante et à marée descendante. Elle deviendrait ainsi la plus grande du monde et elle pourrait alimenter plus d’un million de foyers.

L’option retenue n’est pas ici celle de la construction d’un lagon artificiel au large. Jugée trop chère et trop coûteuse aussi en matériaux. Mais plutôt, celle de la création d’une lagune à l’aide d’une sorte de barrage sur la rivière. De quoi, pour les autorités, concevoir également le Mersey Tidal Power comme une structure susceptible de former un lien cyclable et piétonnier sur la rivière et de relier Liverpool et la péninsule de Wirral. Elle pourrait aussi protéger la ville contre les inondations qui la menacent dans le contexte de réchauffement climatique et d’élévation du niveau des mers. Grâce à l’intégration d’écluses, le trafic fluvial pourra, quant à lui, être maintenu.

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L’usine marémotrice de Liverpool en quête de soutien

Pour mener à bien le projet, la ville travaille depuis plusieurs années en collaboration avec les développeurs de celle qui est, depuis 2011, la plus grande usine marémotrice au monde, la Sihwa Lake Tidal Power Plant, en Corée du Sud. Le projet s’apprête désormais à entrer dans une phase de planification formelle. Toutefois, les défis qui restent à relever sont nombreux. Ils sont d’ordre réglementaire, d’abord. Puis d’ordre technique, encore. Mais également d’ordre financier. Et la ville ne cache pas que le soutien du gouvernement pour ce projet de plusieurs milliards de livres pourrait lui être précieux.

Le maire de Liverpool compte créer des milliers d’emplois locaux pour finaliser l’usine marémotrice Mersey Tidal Power d’ici une décennie et aider sa ville à atteindre son objectif de zéro émission net fixé pour 2040. Soit 10 ans avant la date annoncée par le Royaume-Uni.

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Les épisodes de canicule et de sécheresse ont un impact sur le fonctionnement des centrales nucléaires. EDF prend-elle suffisamment en compte ce facteur pour planifier l’avenir de la filière ? La Cour des comptes s’est penchée sur la question.

Le changement climatique conduit à l’augmentation des épisodes de canicules et sécheresse, ce qui a un impact sur la ressource en eau. Or, les centrales nucléaires ont besoin d’eau pour fonctionner et elles sont soumises à des normes en matière de rejet d’eau chaude dans le milieu aquatique. En cas de canicule, la température de la mer et des fleuves augmente et les centrales peuvent être contraintes de limiter leur rejet d’eau. Cela peut conduire à une indisponibilité temporaire des réacteurs.

Peu de pertes de production nucléaires liées aux contraintes climatiques

Dans son rapport annuel publié le 12 mars 2024, la Cour des comptes fait un état des lieux de l’impact du changement climatique sur le fonctionnement des centrales. D’abord, l’institution reconnait qu’EDF, exploitant du parc nucléaire en France, tient compte de ce facteur dans ses projections.

Certes, jusqu’ici, les indisponibilités du parc nucléaire liées à des tensions sur la ressource en eau sont limitées. Sur les deux dernières décennies, les pertes de production liées à ce phénomène climatique sont restées inférieures à 1 % de la production annuelle, sauf lors de la canicule de 2003 où le niveau a atteint 1,5 %. Si cela semble faible, la Cour rappelle que les indisponibilités ont atteint plus de 6 gigawatts (GW) en 2003, soit près de 10 % de la capacité nucléaire installée. Et le mouvement va s’accentuer dans les années à venir. En effet, à l’avenir, non seulement les canicules et sècheresses seront plus fréquentes, mais les besoins en électricité vont s’accentuer, notamment en été, du fait de l’électrification des usages et de l’utilisation accrue de la climatisation.

Si la réglementation en vigueur tient compte des risques climatiques dans le fonctionnement des centrales, l’institution déplore qu’aucun chiffrage précis n’existe sur les dépenses nécessaires pour adapter les installations au changement climatique. EDF doit se montrer plus innovante en la matière « non seulement sur les systèmes de refroidissement sobres en eau, mais également sur des systèmes de traitement biocide rejetant moins de réactifs chimiques dans le milieu naturel ».

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Considérer le changement climatique dès la conception des EPR2

Concernant les futurs réacteurs EPR2 (6 d’abord, puis peut-être 8 complémentaires par la suite), la question de la ressource en eau doit être sérieusement étudiée dès leur phase de conception. Par exemple, les futurs réacteurs EPR2 situés à Penly, en bord de mer, seront installés 11 mètres au-dessus du niveau de la mer, conformément au scénario le plus pessimiste du GIEC à l’horizon 2100 concernant l’élévation du niveau marin. Mais « ils n’offrent aucune marge à la hauteur des effets éventuels d’une accélération de la fonte des calottes glaciaires » souligne la publication.

Pour les 8 EPR2 additionnels en cours d’étude qui seront probablement installés au sein de centrales existantes en bord de rivière, la Cour des comptes réclame un examen minutieux de leur localisation. En effet, la perte de production pourrait être accrue du fait du rejet cumulé des eaux du parc actuel avec celles des nouveaux réacteurs.

4 recommandations pour l’avenir du nucléaire face au changement climatique

Pour conclure, la Cour des comptes considère qu’EDF et l’État doivent en faire davantage pour que les conséquences du changement climatique soient mieux intégrées à l’étude de l’avenir de la filière. Pour cela, l’institution recommande de :

• Fiabiliser les mesures de prélèvement et de consommation d’eau des centrales nucléaires ;
• Calculer les coûts d’adaptation des centrales nucléaires au changement climatique ;
• Communiquer les impacts de la contrainte hydrique sur les centrales situées en bord de rivière ou d’estuaire et au besoin, adapter leurs capacités de stockage ;
• Élaborer une approche commune d’adaptation du nouveau nucléaire au changement climatique.

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Rien pour l’éolien, tout pour le solaire. Le président de la région Auvergne Rhône-Alpes a décidé que le fonds d’investissement OSER, auquel il ajoute 12 millions d’euros, ne financerait plus aucun projet éolien.

Au détour de l’annonce de l’investissement de 12 millions d’euros supplémentaires dans le fond OSER (un fond régional dédié au développement des énergies renouvelables actuellement doté de 20 millions d’euros), Laurent Wauquiez en a profité pour opérer un virage à 180 degrés : aucun nouveau projet éolien ne sera financé par la région AURA. « C’est un contresens écologique dans une région comme la nôtre qui est une région de montagne, avec un impact sur les paysages et la biodiversité. Sans compter l’artificialisation des sols par les cuves en béton qu’elles induisent. » (sic). Il n’y aura « pas de démontage des installations existantes » et la région continuera à soutenir « toutes les actions en justice pour bloquer l’installation d’éolien », a annoncé le président de région.

« Je ne veux pas d’éolien »

Ce vendredi 8 mars marque un tournant : tout pour le solaire, rien pour l’éolien. Ce choix est d’autant plus surprenant qu’il intervient après plusieurs années durant lesquelles il a financé 4 parcs éoliens. « Je ne veux pas d’éolien », prononcé lors de la présentation, aurait pu être transformé en « je ne veux plus d’éolien. » Parmi les précédentes participations du partenariat public-privé OSER, un investissement en fond propres à hauteur de 9 % pour un investissement de 60 millions d’euros. Le parc développé par la compagnie éolienne du pays de romans (Drôme) totalise 40 MW éolien et est exploité depuis 2018. Un projet « exemplaire » qui semble n’avoir plus la cote à la région AURA…

La communauté de communes de Val de Drôme a fait les frais de ce retournement de veste. Alors que les élus devaient voter l’investissement de 24 à 28 millions d’euros dans un parc éolien de 17 mégawatts-crête (MW_c), Médiacités révèle leur stupéfaction lorsqu’ils découvrent le jour-même le retrait d’OSER, financeur à 40 %.

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Tout pour les autres énergies renouvelables

Chez Laurent Wauquiez, les panneaux solaires brillent. L’année 2022 illustre cette dynamique : quand l’éolien a gagné 11 MW (+ 1,6 %), le solaire a connu une franche accélération (+ 338 MW soit + 23 %). L’objectif est d’installer d’ici à 2030 une capacité de 6,5 gigawatts-crête (GWc) et 13 GWc d’ici 2050. Preuve de ses arguments en faveur du solaire, reléguant l’éolien dans son ombre, « l’écologie doit s’articuler avec le beau et j’ai du mal à penser que le développement durable doit nous condamner à dégrader les paysages. »

Et au vice-président en charge de l’écologie positive, Thierry Kovacs, en opposition à « l’écologie punitive », de détailler la stratégie : « nous ne voulons pas une écologie d’interdiction, mais d’innovation » à savoir la solarisation de « 300 lycées et 600 000 logements sociaux. » Tout semble nouveau et politiquement raisonné.  Mais est-ce bien raisonnable de faire ce choix à la lecture des Futurs énergétiques de RTE ? « Dans toutes les configurations, il faudra développer largement les renouvelables et notamment l’éolien, une technologie mature et au coût de revient faible », rappelle le gestionnaire du réseau électrique national.

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680 hectares de panneaux solaires pour 1 GWc de puissance : c’est ce que comptent installer les français Engie et Neoen en Gironde, au sud de Bordeaux. Ce parc solaire nécessitant le défrichement d’une grande surface de forêt pourrait être le dernier de cette envergure à voir le jour. Pour le moment, seuls la demande de permis de construire et l’étude environnementale ont été déposés, juste dans les temps.

Horizeo, la future plus puissance centrale solaire photovoltaïque d’Europe, est dans les tuyaux depuis 3 ans. Les deux énergéticiens français comptent sur son installation pour aider la France à se mettre en conformité avec les objectifs de déploiement d’énergies renouvelables européens. En effet, la Commission presse la France à atteindre 44 % d’énergies renouvelables dans sa consommation finale brute d’énergie d’ici 2030. Dans le même temps, elle n’a toujours pas présenté son objectif renouvelable, Bruno Le Maire se refusant de se plier à une « Europe dont nous ne voulons plus. »

Selon les porteurs du projet, le futur parc, d’une puissance installée colossale de 1 000 MWc pourrait produire l’équivalent de la consommation électrique de 500 000 foyers, à Saucats et aux alentours, en lieu et place de l’activité sylvicole qui existait. Si l’objectif initial a été considérablement taillé, passant d’un parc de 1 000 hectares à 680 hectares, c’est pour répondre à une partie des interrogations environnementales qui pèsent sur le projet, notamment autour du déboisement conséquent. Exit donc le projet d’électrolyseur, de data center et de stockage de batterie. Une stratégie pour tenter d’éteindre l’incendie.

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Le dernier parc solaire géant de France ?

Le projet pourrait être l’un des derniers parcs solaires nécessitant un tel défrichement. Les deux entreprises françaises se sont bien dépêchées pour déposer leur dossier auprès des services de l’État, le 5 mars 2024. En effet, un délai de grâce courait pour ce type d’installation jusqu’au 10 mars 2024. Le timing était serré pour être autorisé à défricher une surface de forêt supérieure à 25 hectares, depuis l’adoption de la loi sur les énergies renouvelables du 10 mars 2023 qui l’interdit.

Engie et Neoen espèrent commencer les travaux en 2025 et produire les premiers électrons courant 2027 – 2028. Ces jalons restent hypothétiques, car la grogne reste grande. Elle présage de multiples recours qui pourraient retarder l’installation des panneaux. Lors de la phase de débat public organisée par la Commission Nationale du Débat Public (CNDP), « la localisation du projet sur une parcelle forestière » crispait. Selon les participants, « le photovoltaïque est très loin d’être le plus gros consommateur d’espace, mais il est perçu comme un facteur supplémentaire d’artificialisation et d’avancée du front urbain dans l’espace rural. »

Artificialisation et objectifs climatiques

Sur la décennie précédente, « 24 000 hectares d’espaces naturels, agricoles et forestiers ont été consommés chaque année en moyenne en France, soit près de 5 terrains de football par heure », selon le ministère de la Transition écologique et de la cohésion des territoires. Pour freiner cette tendance, la France s’est dotée de la loi climat et résilience en 2021 pour viser « zéro artificialisation nette des sols » (ZAN) d’ici 2050. Une étape intermédiaire que fixe cette même loi s’établit à 2031 : réduction de moitié de la consommation des espaces naturels, agricoles et forestiers (ENAF). Or, la région Nouvelle-Aquitaine et plus particulièrement la Gironde prévoient plusieurs chantiers d’envergure nécessitant d’artificialiser des sols, parmi lesquels la ligne grande vitesse (LGV) Bordeaux-Toulouse. Elle devrait artificialiser 700 hectares d’ENAF soit autant que le projet de ferme solaire.

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Devant cette limitation des nouveaux projets sur des espaces naturels imposée par la nouvelle loi, le président de région Nouvelle-Aquitaine a envoyé une lettre au ministre de la Transition écologique. Alain Rousset demande à Christophe Béchu que tous les aménagements liés au projet ferroviaire soient classés dans la liste des projets d’envergure nationale et européenne (PENE) afin que la consommation d’ENAF soit « mutualisée dans le cadre d’un forfait national. » Celui qui dirige la région depuis 2016 s’étonne aussi que le projet Horizéo ne s’inscrive pas dans cette liste nationale. « Sa prise en compte dans la consommation d’espaces de l’aire métropolitaine bordelaise grèverait pourtant de manière insurmontable ses capacités de développement résidentielles et économiques », regrette l’élu socialiste. Manière d’enfoncer un peu plus ce projet, il ne considère pas ce « projet obsolète par rapport aux orientations de la loi d’accélération des énergies renouvelables » en accord avec l’ambition de la région, elle qui « priorise leur réalisation sur des espaces déjà urbanisés. »

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Les émissions mondiales de CO₂ liées à l’énergie ont augmenté de 410 millions de tonnes en 2023, pour atteindre un niveau record de 37,4 milliards de tonnes. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) souligne l’importance du déploiement des renouvelables et d’autres technologies, qui ont limité la hausse.

C’est une mauvaise nouvelle sur le front du climat, les émissions de gaz à effet de serre devant diminuer pour tenir la limite de + 1,5 °C de l’accord de Paris. L’augmentation de 410 millions de tonnes montre que les économies en développement comme la Chine, qui a ajouté 565 millions de tonnes de CO2 au bilan mondial, les augmentent à mesure que leur PIB augmente. Une autre information plus positive que recèle cette augmentation est que les économies développées quant à elles les diminuent, en moyenne de – 4,5 %, pour atteindre un plus bas niveau depuis 50 ans. Cette diminution atteint même – 9 % pour l’Union européenne.

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Un déclin structurel

Cette nouvelle augmentation de + 1,1 % des émissions de gaz à effet de serre liées à l’énergie, aussi mauvaise soit elle, montre que « la transition vers les énergies propres se poursuit rapidement et freine les émissions – même avec une demande énergétique mondiale augmentant plus rapidement en 2023 qu’en 2022 », explique le directeur de l’AIE, Fatih Birol. Entre 2019 et 2023, la croissance des énergies renouvelables a été deux fois supérieure à celle des combustibles fossiles. À côté, des progrès structurants ont permis de baisser les émissions, du remplacement du charbon par le gaz aux progrès en matière d’efficacité énergétique ont fait baisser les émissions. Dans les pays développés et pour la première fois en 2023, la moitié de la production d’électricité était bas-carbone (renouvelable et nucléaire). Sans le solaire, l’éolien, le nucléaire, les pompes à chaleur et les véhicules électriques, l’AIE souligne que la hausse aurait été trois fois plus importantes.

En réalité, le bilan global 2023 supérieur à l’année 2022 a lourdement été plombé par l’historiquement faible production hydroélectrique. Des sécheresses records ont affecté certains pays comme le Mexique, la Chine, le Canada par exemple, qui se sont par conséquent reportés sur des moyens de production polluants comme le fioul ou le charbon. Tout l’enjeu est donc de sortir au plus vite des fossiles et d’accélérer le déploiement des technologies bas-carbone.

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Pour respecter ses engagements en faveur du climat, l’Union européenne ne mettrait pas suffisamment la main à la poche. Il manquerait annuellement 406 milliards d’euros d’investissements annuels, soit 2,6 % du PIB, selon l’Institut de l’économie pour le climat (I4CE).

Le think tank I4CE a épluché les investissements climatiques européens. Bien que 407 milliards d’euros aient été investis en 2022, c’est sur le double qu’il faudrait compter pour tenir nos objectifs climatiques pour 2030. 406 milliards d’euros sont donc manquants chaque année, soit 2,6 % du PIB, pour que les 22 secteurs d’activités ciblés réduisent leurs émissions de gaz à effet de serre de 55 % d’ici à 2030 par rapport aux niveaux de 1990. La rénovation énergétique des bâtiments, l’installation de pompes à chaleur, véhicules électriques, énergies renouvelables… comptent parmi ces investissements.

En tout, le cercle de réflexion comptabilise un nécessaire objectif d’investissement de 813 milliards d’euros annuels, public et privé. Cela représente environ 1 800 euros par an et par habitant de l’UE. Cette estimation vient, selon les auteurs du rapport, combler « une lacune » car « l’UE ne dispose pas d’un outil cohérent pour assurer le suivi annuel du déficit d’investissement dans le domaine du climat. » C’est d’ailleurs la proposition du Conseil scientifique consultatif sur le climat de « s’efforcer d’obtenir une vue d’ensemble plus granulaire et plus précise des investissements requis et réels dans l’atténuation du changement climatique afin de suivre et d’évaluer les progrès réalisés. »

Une « approche globale » nécessaire

Le déficit d’investissements durables nécessitera « une approche globale » associant règlementations existantes et futures, mesures de tarification du carbone et « un certain nombre de financements publics supplémentaires de la part de l’UE. » L’estimation de l’I4CE est deux fois moindre que les 40 000 milliards sur lesquels l’institut Rousseau planche pour décarboner l’économie de l’union, dans une étude commandée par les Verts. Les auteurs expliquent que « les trois quarts de ces fonds peuvent être obtenus en réaffectant les dépenses actuelles qui sont soit superflues, soit nuisibles à la transition. » Les dépenses publiques devront donc doubler et cela n’a pas à effrayer selon eux : c’est « moins que les dépenses de relance post-Covid (338 milliards d’euros par an) ou que les subventions aux combustibles fossiles des Vingt-Sept (359 milliards d’euros par an). » L’énergie de son côté doit capter 22 % (79 milliards d’euros par an) de l’investissement supplémentaire total (public et privé confondus).

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Cesser de restreindre les investissements

Les précédents montants avancés sont considérables, plus grands que ceux envisagés par la Banque européenne d’investissement (BEI), Banque centrale européenne (BCE) et l’Agence internationale de l’énergie (AIE) : 530 milliards d’euros par an d’ici à 2030 contre 330 milliards selon leur calcul en 2022. Lors d’une conférence de haut niveau en septembre 2023, elles notent que les dépenses consacrées au solaire, stockage des batteries, efficacité énergétique « dépassent déjà ou sont sur le point d’atteindre » les dépenses requises pour une transition réussie, quand d’autres « sont loin d’atteindre les niveaux requis » : bâtiments, réseaux, électrification de l’industrie notamment.

La BEI joue déjà un rôle « actif » dans ce domaine. Et son effet levier à travers ses prêts devra augmenter (1 pour 1,4 aujourd’hui). En témoigne « le plus grand prêt vert conclu en Europe », se réjouit la Commission, d’un montant de 1 milliard d’euros à la Suède pour la giga-usine de batteries Nothvolt pour 5 milliards levés (1 pour 5 donc). Cette même banque d’investissement devra, selon le responsable du Green Deal, « restaurer la neutralité technologique en étant moins dogmatique » dans les choix d’investissements énergétiques. »

« La Commission européenne devrait mieux évaluer et traiter le déficit d’investissement climatique de l’UE, sous peine de voir le Pacte vert (Green Deal) ne pas tenir ses promesses économiques, sociales et environnementales », prévient l’I4CE. Les récentes coupes budgétaires dans le domaine du climat pour contenir le déficit ne sont pas de bon augure, même dans le cadre d’une croissance économique timorée.

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La rénovation énergétique de son logement est une étape indispensable lorsque l’on souhaite faire baisser sa facture d’énergie, et par la même occasion, son impact environnemental. Mais pour y parvenir, mieux vaut faire appel à des artisans qualifiés et compétents, sans quoi, l’aventure peut vite tourner à la catastrophe, la preuve avec ces 10 exemples… à ne surtout pas suivre.

Enjeu crucial de la transition écologique, la rénovation thermique des bâtiments est un passage obligatoire pour atteindre la neutralité carbone à l’échelle nationale et même mondiale. Outre le fait de réduire son impact environnemental, la rénovation énergétique de son logement permet également de réduire — parfois drastiquement — sa facture d’énergie et en particulier de chauffage. Pour faciliter la réalisation de travaux très onéreux, l’État a mis en place un certain nombre d’aides financières destinées à rendre ces travaux accessibles. Néanmoins, avant de bénéficier du confort d’une maison bien isolée et de soupirer de bonheur en voyant sa facture d’énergie largement réduite, il faut passer par l’étape des travaux. Et si, souvent, tout se passe bien, il faut bien admettre que de nombreux chantiers ne se passent pas exactement comme prévu et peuvent carrément tourner à la catastrophe.

Comme il vaut mieux en rire qu’en pleurer, nous vous avons concocté un petit florilège de travaux relevés par le compte X (ex-Twitter) « Nos Artisans Ont du Talent ».

L’isolation thermique par l’extérieur

Grand classique de la rénovation énergétique, l’isolation thermique par l’extérieur multiplie les avantages. D’un point de vue technique, cette solution permet de limiter les ponts thermiques en créant une enveloppe sur l’ensemble du bâti. De plus, elle peut être mise en œuvre, même lorsque le logement est occupé. Mais elle a un défaut principal : son prix relativement élevé.

Pour compenser, de nombreux artisans proposent des solutions d’isolation thermique en polystyrène, permettant parfois d’atteindre le tarif symbolique de 1 euro par mètre carré. Cependant, à un tel tarif, les installations peu orthodoxes sont nombreuses et donnent parfois des résultats pour le moins hasardeux, la preuve :

Visiblement, la solution technique retenue ici, à savoir isolation en polystyrène avec enduit, n’aura pas tenu la marée, ou plutôt le vent. Espérons tout de même que les matériaux choisis sont biodégradables, même si on a peu d’espoir.

L’isolation des combles est également un des travaux de rénovation énergétique les plus sollicités via le programme MaPrimeRenov’. Et pour cause, il s’agit souvent du rapport investissement/gain énergétique le plus intéressant. Si ce type de travaux est généralement plutôt abordable d’un point de vue technique, il convient tout de même de respecter quelques principes élémentaires, en particulier lorsqu’une installation électrique est présente, sous peine de favoriser un départ de feu !

Sur cette image, il semblerait que l’entreprise chargée des travaux d’isolation ne se soit guère préoccupée du risque, en laissant des raccordements électriques sans protection.  Si la laine de verre et la laine de roche sont incombustibles, il en va autrement de la laine de bois ou de l’ouate de cellulose qui sont particulièrement sensibles au feu.

La pompe à chaleur

Lorsque l’on souhaite améliorer le confort thermique de son logement, la climatisation réversible est souvent une solution de choix. Aussi appelées PAC air/air, les climatisations réversibles permettent de bénéficier d’un système de chauffage ou de refroidissement complémentaire pour un tarif raisonnable et des travaux relativement simples. Très populaires, les PAC air/air ne sont pas exemptes d’installations pour le moins originales de la part de certains artisans.

Ici, l’artisan qui a posé le groupe de climatisation réversible a trouvé pertinent de faire passer les tuyaux, qui permettent l’échange thermique avec le groupe extérieur, à travers le tableau électrique de ce logement. Une solution qui ne respecte évidemment pas les normes et peut s’avérer dangereuse, notamment en raison du risque de condensation.

La pose de radiateurs

Qui dit rénovation du système de chauffage, dit parfois, remplacement des radiateurs. À ce sujet, on retrouve parfois des pépites. Dans ce premier exemple, on notera tout de même le souci du détail du plombier qui aura pris soin de laisser la prise de courant « accessible ». Si le tuyau en cuivre du bas vous choque, vous n’avez tout simplement pas la même fibre artistique que la personne chargée du chantier.

Panneaux solaires

L’installation de panneaux photovoltaïques est une solution de plus en plus plébiscitée pour réduire sa facture d’électricité en produisant soi-même de l’électricité. Cependant, pour que ces derniers puissent réellement produire de l’électricité, on évitera de les découper comme de la simple tôle ondulée. On essaie de se rassurer en se disant qu’il s’agît peut-être d’un panneau factice permettant de donner une unité à la toiture, mais tout de même !

On veillera également à ce que les panneaux soient bien orientés, et, si possible, de niveau pour éviter un résultat digne de Numerobis.

La mousse expansive

Quand on parle de ratés dans les travaux de rénovation énergétique, la mousse expansive fait presque systématiquement son apparition. Souvent utilisée comme cache misère, la mousse expansive est un excellent indicateur de la qualité des travaux qui ont été réalisés. Plus vous en voyez, plus vous devez avoir peur du résultat final.

En voici un parfait exemple. Plutôt que de choisir des boîtes d’encastrement électriques spécifiques pour assurer l’étanchéité à l’air du doublage, certains préfèrent utiliser de la mousse expansive. Le résultat final est plus que douteux, en particulier d’un point de vue esthétique.

La mousse est également un grand classique lors du remplacement de menuiseries. Ici, on retrouve un véritable cas d’école de ce qu’il ne faut pas faire. Ici, il semblerait que l’artisan ait tenté de mettre en œuvre une fenêtre dont les dimensions ne correspondent pas à la réservation dans le mur. Outre le fait que les règles de l’art ne sont pas respectées, difficile de savoir comment est réellement fixée la menuiserie. De quoi inquiéter sur la tenue dans le temps de l’ensemble.

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Les cas sont rares, mais ils existent : en France, certains logements ne sont pas raccordés au réseau public d’électricité. Ce n’est pas toujours par choix, mais en raison du coût trop élevé des travaux. Dans le sud de la France, une villa a ainsi dû s’équiper de panneaux solaires, batteries et d’un groupe électrogène pour assurer son alimentation électrique. Un système indépendant presque trois fois moins cher qu’un branchement au réseau.

Les maisons « hors-réseau » ne sont pas toutes perdues au fin-fond de la campagne ou perchées sur une montagne escarpée. À Draguignan (Var), une villa pourtant située dans un quartier résidentiel n’a pas pu être reliée au réseau public d’électricité. Du moins, être raccordée à un prix raisonnable. « On est dans une zone avec de grandes parcelles de 3 000 à 4 000 m². Il y avait un problème avec le transformateur du quartier, il fallait faire un renforcement de ligne avec 30 à 40 m de tranchées à creuser. Le coût était estimé à environ 80 000 euros » affirme Julien Allera, fondateur de Perma-Batteries, la société qui a conçu le système électrique autonome qui équipe désormais la villa.

Un tarif de raccordement étonnamment élevé que le propriétaire n’a pas accepté, préférant s’orienter vers un système électrique totalement déconnecté du réseau. « Notre client a fait plusieurs devis. Il a consulté des entreprises locales qui lui expliquaient que ce n’était possible, ou qui lui ont proposé des devis à 60 000 euros pour des batteries au plomb. Puis il nous a trouvé, car nous sommes très présents sur internet » explique le dirigeant.

Chauffage au bois et cuisson au gaz

La maison de 150 m² présente un profil avantageux : située dans un département au climat très doux, construite sur le principe des logements bioclimatiques et équipée d’un chauffage à granulés de bois. Par ailleurs, l’unique résident cuisine au gaz et produit son eau chaude au moyen d’un chauffe-eau thermodynamique. D’emblée, sa consommation d’électricité est abaissée au minimum : environ 7 kWh par jour, soit presque deux fois moins que la moyenne nationale. Une configuration qui facilite grandement la conception d’un système autonome.

Après étude, Perma-Batteries a donc livré un kit sur-mesure composé de 16 panneaux photovoltaïques totalisant 7 kWc, de 8 batteries murales étanches lithium-titanate cumulant 16 kWh de stockage et 14,4 kW de puissance, ainsi que d’une platine pré-câblée contenant notamment l’onduleur et le contrôleur MPTT. Un groupe électrogène essence de 8 kVA « qui n’a tourné que 3 heures depuis le printemps 2023, pendant une semaine de pluie » complète le système. L’ensemble a coûté 30 000 € au client, dont 15 000 € uniquement pour les batteries. C’est 2,7 fois moins cher que le coût estimé du raccordement au réseau.

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« On a mis une technologie de batterie particulière, plus chère, mais qui a une durée de vie de 20 ans. Le lithium-titanate, c’était le choix du client » explique le dirigeant de la société varoise, qui revendique 853 installations solaires autonomes en service à ce jour. Un client qui a par ailleurs réduit sa facture en choisissant d’installer lui-même le kit. « Il a économisé 6 000 ou 7 000 € en choisissant une solution pré-câblée » affirme Julien Allera.

À gauche : les batteries lithium-titanate et la platine. À droite : le schéma de l’installation / Images : Perma Batteries.

Un système modulaire

Le résident ne ferait aucun compromis sur le confort d’après lui. « Il est capable d’ajuster la voilure avec nos prévisions à J+3/J+4 sur son tableau de bord, qui simulent la consommation attendue et la production solaire attendue ». Avec une consommation d’électricité particulièrement faible, la gestion ne devrait à priori pas être très complexe. Le fonctionnement hors-réseau de cette villa n’est donc pas un exploit, de nombreuses consommations étant reportées sur d’autres énergies : le bois pour se chauffer au lieu d’une pompe à chaleur plus vertueuse et le gaz fossile pour la cuisson. « Demain, s’il achète un four électrique, des plaques inductions ou une voiture électrique, il pourra les faire fonctionner en rajoutant des batteries sans limite et jusqu’à 8 panneaux supplémentaires » assure toutefois Julien Allera.

Cet électrotechnicien, qui a fondé Perma-Batteries il y a 5 ans, s’est spécialisé dans les installations hors-réseau. Sa société équiperait une centaine de sites résidentiels, tertiaires et industriels chaque année en France, Suisse et Italie. Les profils seraient variés chez les particuliers « il y a pas mal de gens qui veulent se couper du réseau par conviction, même si ce n’est parfois pas très justifiable écologiquement. Il y a aussi des gens inquiets qui veulent se sécuriser en cas de coupure et d’autres qui sont en bout de ligne et qui ont une dizaine de coupures chaque année » détaille-t-il.

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