L’Écosse va-t-elle devenir le nouvel empire des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) ? C’est bien possible. La nation pourrait bien mettre à profit la géologie avantageuse de ses Highlands pour mieux exploiter la production de ses parcs éoliens en mer. Dernier projet en date : une STEP de 30 GWh de capacité de stockage, soit autant que la centrale française de Montézic. 

L’entreprise écossaise Glen Earrach Energy Limited espère bientôt pouvoir implanter, aux abords du Loch Ness, une station de pompage turbinage d’une puissance de 2 GW qui permettrait de stocker l’équivalent de 30 GWh d’électricité. Des mensurations comparables à la STEP de Montézic en France, en service depuis 1982. Le vaste projet sera situé aux environs de Balmacaan Estate, à 25 km au sud-ouest d’Inverness. Nécessitant un investissement colossal de 2 à 3 milliards de livres sterling (2,4 à 3,5 milliards d’euros), il devrait permettre, selon les porteurs de projets, de réduire de 10 % les émissions de CO2 du réseau électrique écossais. Il pourrait également faire économiser près de 2 milliards de livres sterling en coûts de fonctionnement pour le réseau.

L’Écosse brille par sa production remarquable d’électricité renouvelable, et dispose d’un mix électrique presque entièrement décarboné. Mais parfois, des difficultés d’exportation de la production électrique obligent les opérateurs de parcs éoliens à brider les éoliennes, représentant un véritable manque à gagner.

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Les projets se multiplient dans les Highlands

Pour résoudre ce problème, l’entreprise Glen Earrach Energy Limited n’est pas la seule à vouloir stocker de l’électricité en exploitant le relief des Highlands. En plus de la centrale hydroélectrique Foyers, mise en service en 1974, on dénombre pas moins de 4 projets de STEP dans la région des Lochs, dont deux se servent du Loch Ness comme réservoir haut ou bas.

La multiplication de ces projets suscite d’ailleurs des inquiétudes concernant l’éventuelle fluctuation de niveau du Loch Ness, et ses répercussions sur la faune locale. Une étude d’impact environnementale, réalisée dans le cadre du projet Loch Kemp, a indiqué que l’effet combiné des centrales de Foyer (300 MW), Loch Na Cathrach (450 MW) et Loch Kemp (600 MW)  pourrait entraîner une baisse de 73 centimètres du Loch Ness tout entier. Le projet de Glen Earrach Energy Limited viendrait potentiellement augmenter ce chiffre. Néanmoins, les différents exploitants de STEP se sont montrés rassurants, avançant qu’un fonctionnement simultané des stations, bien que possible, serait très rare. Au contraire, ces stations de pompage turbinage permettraient de réguler l’eau du Loch Ness en fonction des conditions climatiques.

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Les amoureux du camping peuvent remercier Bluetti : le fabricant de batterie vient de lancer, ce 20 mai, un nouveau modèle qui allie puissance, autonomie tout en résistant à la pluie. Voilà un combo parfait qui permet d’avoir de l’électricité n’importe où, et par tous les temps.

ⓘ Ceci est une communication commerciale pour Bluetti

La toute dernière batterie du fabricant Bluetti pourrait bien donner envie de sortir des sentiers battus pour les prochaines vacances estivales. Appelée AC240, cette nouvelle batterie, plus puissante et résistante que jamais, ouvre de nouvelles perspectives pour partir à l’aventure sans faire de compromis sur le confort. On y retrouve, en effet, tout ce qui a fait la force de Bluetti avec l’usage de la technologie LFP, une multitude de ports et la possibilité d’étendre les capacités de stockage.

Mais ce n’est pas tout. Ce nouveau modèle, qui vient remplacer l’ancienne AC60, se distingue par une résistance accrue à l’eau et la poussière. Cette particularité en fait un modèle unique sur le marché, surtout à un tarif de lancement très attractif de 1 699 €. Et ce n’est pas tout, vous pourrez bénéficier de 100 € de remise supplémentaire sur le site officiel de Bluetti avec le code AC240Revolution, ou sur Amazon avec le code AC240NEW. Dans ces conditions, difficile de ne pas craquer à quelques semaines de l’été !

Une batterie de stockage qui résiste à tout

Avec l’indice de protection IP65 de sa nouvelle batterie, Bluetti annonce la couleur ! Son nouveau modèle AC240 sera destiné aux conditions extrêmes. Cet indice de protection signifie que l’appareil est entièrement étanche à la poussière et résiste aux projections d’eau comme la pluie. Pour cela, le fabricant a développé plusieurs technologies brevetées, dont des circuits électroniques parfaitement étanches, des ports de branchement à double protection, et un ventilateur capable d’évacuer l’eau qui aurait pénétré dans la batterie. Contrairement à d’autres modèles moins bien protégés, cette résistance à toute épreuve permet d’utiliser la batterie en extérieur sans appréhension.

AC240 : la batterie idéale pour les voyages, les chantiers et la sécurité domestique

Grâce à cette puissance de 2 400 W, qui peut monter à 3 600 W sur une courte période, l’AC240 peut répondre à tous les usages. Il est ainsi possible d’alimenter une cafetière, une perceuse, un ordinateur ou encore un frigo. Malgré ses 1 536 Wh de capacité de stockage, elle arbore un design discret et ne pèse « que » 33 kg. Vous pourrez donc l’emmener dans toutes vos expéditions, qu’elles soient en voiture, en camping-car ou même en voilier ! Elle vous permettra, dans ces conditions, de bénéficier de tout le confort moderne, même à l’autre bout du monde, que vous soyez en plein désert, au bord de la plage, en forêt, qu’il pleuve ou qu’il vente.

Outre les voyages, l’AC240 se montre idéale pour travailler sur des chantiers hors réseau. Sa puissance 2 400 W permet d’alimenter un grand nombre d’appareils comme une scie circulaire, un perforateur ou un éclairage d’appoint. Grâce aux nombreux ports disponibles, il sera possible de recharger drones, batteries de perceuse, téléphones et autres ordinateurs portables. De la taille d’un micro-ondes pour un poids de 33 kg, l’AC240 viendra se loger discrètement dans un coffre de voiture, à l’arrière d’un van ou dans la cale d’un bateau.

 

Le générateur Bluetti AC240 peut prendre en charge jusqu’à 4 batteries d’extension B210 de 2 150 Wh chacune, pour une capacité totale de 10 136 Wh. Ces batteries peuvent également fonctionner indépendamment comme des banques d’alimentation avec trois sorties DC et des options de charge.

LiFePO4 : l’assurance d’une longue durée de vie

Au cœur des produits Bluetti, on retrouve une technologie de batterie qui allie performances, durée de vie et respect de l’environnement : LiFePO4. Cette technologie, reposant sur un assemblage de lithium, de fer et de phosphate, confère une durée de vie plus élevée que les autres technologies au lithium. Grâce à cela, l’AC240 conservera 80 % de ses capacités d’origine, même après 3 500 cycles ! De quoi la recharger presque quotidiennement pendant presque 10 ans. Sûr des qualités de sa batterie, Bluetti a décidé de proposer une garantie remarquable de 6 ans.

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L’inauguration du parc éolien flottant Provence Grand Large approche, 13 ans après le lancement du projet. Alors que la dernière étape majeure du chantier, à savoir le raccordement des éoliennes, est en passe d’être terminée, les premiers tours de pales semblent plus proches que jamais.

Les équipes d’EDF Renouvelables vont bientôt pouvoir souffler : la mise en service des trois éoliennes flottantes totalisant 25,2 MW du projet Provence Grand Large (PGL) se précise semaine après semaine. Déjà, en octobre dernier, leur ancrage définitif au large de l’embouchure du Rhône avait marqué une étape décisive du projet (voir notre reportage vidéo). Depuis, les différentes entreprises se concentrent sur le raccordement du parc, afin de permettre l’injection de l’électricité produite sur le réseau national. Ce chantier consiste à relier les trois éoliennes entre elles par le biais de câbles dynamiques. Un autre câble, appelé câble d’export, long 17 km et dimensionné pour une tension de 66 kilovolts (kV), vient d’être déployé entre l’éolienne la plus proche de la terre ferme et le poste de transformation de RTE à Port-Saint-Louis du Rhône.

Initialement prévue au début de l’année 2024, la mise en service aura finalement lieu au deuxième semestre. Selon EDF Renouvelables, l’inauguration du parc devrait avoir lieu en septembre, afin que l’évènement ne soit pas noyé en pleine organisation des Jeux olympiques.

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Les éoliennes flottantes bientôt à l’épreuve de la réalité

Si tout se passe bien d’ici la mise en service, le projet aura duré 13 ans et coûté au moins 300 millions d’euros. Des chiffres élevés qui s’expliquent par le caractère novateur de ces éoliennes et en particulier de leurs flotteurs. La technologie utilisée pour ces derniers, dite à ligne d’ancrage tendue, est une première mondiale appliquée à l’éolien. Inspirée des systèmes utilisés pour les plateformes pétrolières, cette technologie repose sur des structures flottantes semi-submersibles arrimées au fond de l’eau par des ancres à succion.

Si EDF Renouvelables espère atteindre un facteur de charge de 50 % grâce à des vitesses moyennes de vent proches des 10 m/s, seuls les premiers mois d’exploitation pourront confirmer ces attentes. À l’autre bout de la France, le facteur de charge du premier parc éolien offshore français était estimé à 40 %, mais il n’a, pour le moment, pas atteint ce chiffre malgré une année 2024 en hausse (37 % contre 35 % en 2023).

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Les fermes solaires ont-elles un effet positif ou négatif sur la température de surface au sol ? Si les études se multiplient, les résultats, eux, restent encore difficiles à interpréter.

Une équipe de chercheurs japonais vient de publier une étude sur l’effet des installations photovoltaïques sur la température de surface au sol, afin de mieux comprendre l’impact environnemental de ces moyens de production d’énergie. Pour réaliser cette étude, les scientifiques ont analysé la température de surface d’une zone de plus de 700 km² autour de la rivière Kushida, sur une période de 10 ans. Ils ont découvert que la mise en place d’une installation photovoltaïque avait pour effet d’augmenter, en moyenne, la température au sol de 2,85 °C. Cet effet serait encore plus flagrant pendant les mois chauds avec une hausse de 3,35 °C contre 2,5 °C pour les mois les plus frais.

Le Land Surface Temperature, un indicateur global pour mesurer l’impact des centrales solaires

La température de surface au sol, dont il est question dans cette étude, est aussi appelée Land Surface Température (LST). Cet indicateur caractérise la température de ce qui se trouve à la surface du sol terrestre, qu’il s’agisse de roches, d’herbe, d’arbres, de glace ou même de bâtiments. Déterminé à l’aide de satellites en orbite autour de la Terre, il permet de mieux comprendre les échanges d’énergie, mais aussi d’eau, entre la surface terrestre et l’atmosphère. Cette température de surface est un marqueur du changement climatique, et peut servir à caractériser l’état des glaciers, des calottes glaciaires, mais aussi de la végétation dans les écosystèmes de la Terre.

Dans le cadre d’installations solaires, le calcul du LST a un rôle important pour tenter de mieux comprendre l’impact des centrales sur leur environnement direct, et en particulier sur les écosystèmes naturels qui les entourent.

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Les études sur le sujet se multiplient, mais ne font pas consensus

L’énergie solaire a le vent en poupe depuis plusieurs années, et est un outil indispensable de la transition énergétique. Mais son impact environnemental doit être encore largement étudié, car ses implications sont multiples, en particulier sur le développement de la biodiversité environnante. De nombreuses études ont notamment montré l’impact de ces installations sur la porosité des sols, sur l’écoulement de l’eau en surface, pouvant ainsi engendrer une réduction de l’activité biologique d’un sol. De plus, la végétation qui se développe sous les panneaux est bien souvent différente de celle qui était présente avant l’installation, du fait, notamment, d’un apport plus faible en lumière. Mais ce n’est pas tout. Les panneaux jouent un rôle très important sur la température, en réduisant, généralement, la température à proximité du sol, et en prouvant un effet « îlot de chaleur » au-dessus des panneaux. Ces variations thermiques sont encore mal comprises, de nombreuses études ont donc lieu à ce sujet.

Les résultats de ces premières études ne font pas encore consensus. Si la récente étude japonaise évoquée plus haut indique une hausse du LST, une autre étude, portant sur l’effet des installations solaires sur l’albédo, la végétation et le LST, indique plutôt une baisse de cette température de l’ordre de 0,49 °C en journée. Une telle différence de résultats peut s’explique par des divergences de méthodes de calcul, mais aussi la difficulté d’appréhender globale, d’appréhender et de valider l’indicateur LST, de par sa complexité et par l’hétérogénéité des éléments présents à la surface de la Terre. En tout état de cause, l’enjeu reste de pouvoir fiabiliser ces résultats pour mieux les comprendre. Cela permettra, à l’avenir, de prendre les mesures nécessaires afin de limiter l’impact des installations sur la biodiversité locale.

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L’hydrogène serait-il la clé pour décarboner les villes de demain ? Si un scénario 100 % hydrogène pourrait sembler séduisant sur de nombreux aspects, il présente tout de même des limites qui semblent difficiles à accepter.

Et si Al Khobar, cette ville saoudienne de 500 000 habitants bordée par le golfe Persique, devenait la première ville 100 % hydrogène au monde ? C’est ce qu’a proposé le scientifique indépendant Alberto Boretti dans l’International Journal of Hydrogen Energy, une revue scientifique spécialisée dans l’hydrogène. Dans son article, Alberto Boretti indique que l’Arabie Saoudite, grâce à ses ressources en gaz fossile, pourrait produire dès maintenant de grandes quantités d’hydrogène « noir » permettant d’alimenter des villes entières.

Si cet hydrogène serait fortement carboné puisque produit à partir de ressources fossiles, le pays pourrait ensuite construire progressivement des infrastructures nécessaires à la production d’hydrogène vert. Pour cela, la ville d’Al Khobar présenterait un profil idéal, notamment grâce à son emplacement, ses capacités de production de gaz fossile, ainsi que son potentiel solaire et éolien. D’ailleurs, la société Saudi Aramco crée actuellement un hub dédié à l’hydrogène dans la ville industrielle de Jybail, à seulement 100 km de là.

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Pour un besoin en puissance de l’ordre de 200 MW pour la ville d’Al Khobar (500 000 habitants), il faudrait, selon Alberto Boretti, environ 1 GW d’installation de production solaires et éoliennes, voire 1,3 GW pour pouvoir produire également du combustible renouvelable. À ces moyens de production devrait être associé l’équivalent de 997 MW d’électrolyseurs (509 MW dans le cas d’une utilisation combinée à des batteries). Grâce à ces installations, et moyennant l’ajout d’une capacité de stockage d’hydrogène de l’ordre de 145 000 MWh, Al Khobar pourrait devenir la première ville au monde alimentée par un mix d’hydrogène bleu, blanc et vert ainsi que par l’électricité solaire. En dimensionnant ces installations, Alberto Boretti a même pris en compte la possible évolution interannuelle des capacités de production, principalement liées au changement climatique actuel.

L’hydrogène, un problème de rendement

La solution proposée par Alberto Boretti a du sens sur de nombreux aspects. Le recours massif à l’hydrogène permettrait, en effet, de décorréler en grande partie la production d’énergie, et son utilisation. À l’instar des énergies fossiles traditionnelles, avec des moyens de stockage adaptés, il serait possible de se soustraire presque complètement aux contraintes liées à l’intermittence des énergies renouvelables que sont le solaire et l’éolien.

Pourtant, cette solution a un inconvénient colossal : son rendement. Alberto Boretti annonce un rendement de 75 % pour la production d’hydrogène, et un rendement de 55 % pour la production d’électricité à partir d’hydrogène, l’électrolyse. En d’autres termes, pour 100 MWh d’électricité, on obtiendrait l’équivalent de 75 MWh d’énergie sous forme d’hydrogène. Ensuite, pour que cette énergie soit de nouveau utilisée, l’hydrogène devrait de nouveau être transformé en électricité, avec un rendement de 55 %, donnant ainsi 41,15 MWh d’électricité.

Par conséquent, dans la proposition d’Alberto Boretti, la chaîne hydrogène aurait un rendement global de 41 %. Bien plus faible que de nombreux autres systèmes de stockage d’énergie comme les STEP, qui affichent un rendement compris entre 75 et 80 %, ou encore les batteries, qui affichent un rendement supérieur à 90 %. Pourtant, les chiffres proposés par le scientifique indépendant sont très optimistes. Une note de l’ADEME sur le sujet annonce un rendement global plus proche des 25 % que des 41 %, en fonction des technologies retenues.

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Privilégier l’utilisation directe et le stockage journalier

Pour cette raison, privilégier un fonctionnement entièrement électrique, en limitant au maximum les étapes de transformation intermédiaires, paraît être une solution plus avantageuse d’un point de vue environnemental. Il conviendrait de favoriser, en journée, l’utilisation directe de l’énergie produite, ainsi qu’un système de stockage journalier. La STEP de Hatta, en Arabie Saoudite, les systèmes de stockage d’électricité par batterie, ou encore les installations de stockage gravitaire, sont quelques exemples.

L’hydrogène, lui, paraît surtout adapté à la décarbonation d’installations très gourmandes en électricité, ainsi qu’à certains moyens de transport pour lesquels le poids des batteries représenterait un obstacle insurmontable. On pense notamment à l’aviation.

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Les mers contiennent une énergie thermique considérable et méconnue. Grâce à la différence de température entre la surface de l’eau (chaude) et le fond (froid), il est possible de produire de l’électricité. Voici l’analyse du fonctionnement de ces centrales de production, dont les prototypes viseront à remplacer les centrales polluantes des états insulaires.

Dans les États insulaires, on se demande comment se passer des générateurs diesel, majoritaires dans la production d’électricité. L’électricité y coûte souvent cher et les habitants en payent les frais. Lorsqu’elles sont rattachées à un État, comme les DOM pour la France, une péréquation tarifaire (compensation par l’État) est réalisée pour garantir le même prix d’électricité pour tous. L’enjeu est donc de trouver un moyen propre pour produire de l’électricité et qui ne prend pas beaucoup de place dans ces îles aux petites superficies.

Le projet Plotec, consortium de 7 entreprises européennes, espère avoir trouvé une solution. Il teste un prototype de conversion, en électricité, de l’énergie marine dans les îles Canaries. Pour ce faire, il met au point une centrale flottante, résistante aux évènements extrêmes tels que les ouragans, utilisant le différentiel de température entre la surface de l’eau, particulièrement chaude à ces latitudes, et les profondeurs, constamment froides.

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Plus grande est la différence de température, meilleur est le rendement

La surface de l’eau emmagasine le rayonnement du soleil et l’énergie du vent. C’est pourquoi elle est plus chaude proche de l’équateur, considérons à une température de 25 degrés celsius (°C). En eaux très profondes, la température y est constante toute l’année, entre 2 et 5 °C vers 1 000 m de profondeur. Comme la densité volumique de l’eau s’accroît lorsque la température diminue, les deux eaux aux températures radicalement différentes ne se peuvent pas se mélanger.

Alors, comment produire de l’électricité à partir de ce gradient ? À l’inverse d’une pompe à chaleur qui transforme de l’électricité en chaleur ou froid à partir du milieu ambiant, la différence de température permettra à un fluide, souvent l’ammoniac, de changer d’état et produire de l’électricité. L’eau chaude en surface va permettre à l’ammoniac de passer à l’état gazeux, car sa température d’évaporation est inférieure à celle de la source chaude. L’ammoniac ainsi évaporé entraîne une turbine qui produit de l’électricité. Le gaz poursuit son chemin au contact de la source froide, généralement de l’eau froide puisée en profondeur. Il est refroidi et redevient liquide. Et recommence le cycle, nommé Carnot.

Un potentiel important sous les tropiques

Comme l’énergie thermique marine est produite proche des côtes et avec des canalisations allant jusqu’à 1000 mètres de profondeur, il faut un emplacement avec des falaises sous-marines. Cela est possible entre les tropiques du Cancer et du Capricorne, c’est-à-dire entre -30° et +30° de latitude. Entre ces mêmes limites, l’eau y est aussi plus chaude en surface comme expliqué précédemment.

L’énergie thermique marine nécessite des volumes d’eau considérables pour être efficace. En raison du faible gradient de température, un très grand débit d’eau de mer est indispensable pour compenser cette inefficacité. De plus, pour minimiser les pertes de charge, les canalisations doivent avoir des diamètres extrêmement importants. Actuellement, les installations utilisent des tuyaux en polyéthylène haute densité (PEHD) d’un diamètre de 1,5 mètre. Toutefois, avec le développement prévu de centrales de grandes puissances à l’avenir, il sera nécessaire d’augmenter encore ces dimensions. On envisage ainsi l’utilisation de canalisations pouvant atteindre des diamètres de 15 mètres, afin de répondre aux besoins en eau massive et garantir une efficacité opérationnelle optimale.

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Plotec, un premier projet commun

Sept pays européens unissent leurs forces pour mener le projet Plotec, aux îles Canaries. Soutenu financièrement par l’Union européenne, un démonstrateur à l’échelle un cinquième sera construit. Le consortium n’a pas encore communiqué sa puissance. Global Otec, un des membres du consortium, a déjà validé sa structure au cours d’essais menés en bassin à Londres, en mai 2023.

Selon les porteurs du projet, la cellule flottante doit facilement pouvoir être connectée et déconnectée du réseau afin de la rapatrier en cas d’évènement météorologique extrême. Elle doit produire de l’électricité et pourra aussi servir de production de froid. Elle est réversible, il n’y a qu’à inverser le cycle de Carnot.

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Le tarif heures pleines/heures creuses existe en France depuis 1960. Il est bien ancré dans nos habitudes de consommations. Mais il pourrait bientôt évoluer. Avec l’apparition de nouveaux créneaux d’heures creuses « solaires » qui nous encourageraient à consommer lorsque les centrales photovoltaïques produisent le plus.

En 1960, une nouvelle option tarifaire a fait son apparition dans le paysage français. Aujourd’hui encore, quelque 15 millions d’abonnés — aussi bien à EDF qu’à d’autres fournisseurs d’électricité — disposent de l’option dite heures pleines/heures creuses. Ils bénéficient alors de huit heures creuses par jour d’une électricité 15 % moins chère que le tarif de base. L’idée avait été lancée pour aider à lisser la demande d’électricité en incitant le décalage de certaines consommations — eau chaude sanitaire, lave-linge ou lave-vaisselle, par exemple — au-dehors des périodes de pics. Pour en limiter l’impact. Le gestionnaire du réseau de distribution français, Enedis, avait alors opté pour des heures creuses positionnées essentiellement la nuit, même si quelques clients bénéficiaient d’un petit créneau méridien.

À l’origine, des heures creuses nocturnes pour valoriser le nucléaire et l’hydroélectricité

Mais les choses pourraient bien être en passe d’évoluer. Du moins pour ce qui concerne les plages horaires retenues. La commission de régulation de l’énergie (CRE) en aurait formulé la demande expresse à Enedis. Car le mix électrique français a bien changé depuis les années 1960. À cette époque, le paysage français était dominé par l’hydroélectricité et les centrales au fioul et charbon. Il était pertinent de lisser la courbe de consommation nationale pour favoriser l’hydroélectricité, moins chère. Puis, quelques décennies plus tard, lors de l’expansion massive du nucléaire en France, les heures creuses devaient valoriser la production nocturne excédentaire à très faible coût. Une époque à laquelle il était donc surtout important, pour réussir à maintenir l’équilibre du réseau, de limiter les consommations en plein jour et, à l’inverse, d’augmenter les consommations de nuit.

C’est toujours le cas aujourd’hui. Mais plus seulement. Avec le déploiement massif des centrales solaires photovoltaïques, l’électricité devient également abondante — et donc peu chère – en milieu de journée. Cette électricité, la France peut l’exporter, sauf quand tous nos voisins produisent aussi de grandes quantités d’électricité solaire. C’est souvent le cas dès l’arrivée des beaux jours jusqu’au milieu de l’automne. Ainsi, les prix deviennent nuls ou négatifs et la France, comme certains de ses voisins, est contrainte de brider la production des panneaux photovoltaïques, faute de débouchés.

Pour y remédier, notre pays pourrait alors stocker cette électricité solaire à grande échelle. Grâce à des batteries et des STEP, notamment. Le parc de batteries est déjà passé de 100 MW en 2020 à 700 MW en 2023. Enfin, la France pourrait envisager d’en profiter pour produire de l’hydrogène par électrolyse. Ces deux dernières options pourraient toutefois coûter cher, mais ce ne sont pas les seules solutions.

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Faire profiter les consommateurs de la production solaire à bas coût

Une option bien plus économique serait de demander aux clients de consommer plus au moment où les panneaux solaires produisent à plein régime. Et pour cela, l’idée est de réussir, dans les années à venir, à mieux « mettre en cohérence les tarifs et les capacités de production ». Avec des heures creuses qui ne seraient plus applicables la nuit, mais plutôt entre 11 heures et 17 heures. Ou en tout cas, pour ce qui est de l’été.

Encore faudrait-il que cette option redevienne réellement intéressante pour les consommateurs. Aujourd’hui, il existe une dizaine de contrats heures creuses différents et certains doivent décaler jusqu’à 60 % de leurs consommations pour réduire leur facture. Enedis et la CRE se fixent pour l’avenir, un objectif de 30 % des consommations en heures creuses solaires pour réaliser des économies. Grâce à un écart de prix entre heures creuses et heures pleines qui redeviendrait très incitatif.

Concernant le calendrier de mise en place de ces nouvelles heures creuses solaires, les avis divergent légèrement. La CRE préconise une entrée en vigueur dès 2025. Le gestionnaire du réseau de transport de l’électricité (RTE) en France attend, quant à lui, une mise en place progressive d’ici deux ou trois ans.

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Jamais un réacteur nucléaire avait produit autant d’électricité en une seule année. Le réacteur n°2 de la centrale de Taishan (Chine), de type EPR, a battu un record absolu de production. En 2023, celui-ci a été capable de produire 12,8 TWh d’électricité grâce à un excellent facteur de charge. Ce record pourra-t-il être battu, dans les années à venir, par Flamanville, l’unique EPR français ?

Décidément, le réacteur n°2 de la centrale de Taishan multiplie les records. L’EPR a battu, en 2023, le record de production d’électricité par un réacteur nucléaire avec 12 884,1 TWh. Un record qui lui appartenait déjà, puisqu’il était parvenu à produire 12 454,8 GWh d’électricité en 2020, dès sa deuxième année d’exploitation. Ce record de production a été rendu possible grâce à un facteur de charge remarquable de 88,6 %.

Avec ses performances, Taishan 2 apporte une lueur d’espoir la filière des EPR dont les difficultés se sont enchaînées avant même le début du chantier du premier EPR, en août 2005. Les différents chantiers internationaux ont cumulé les incidents, engendrant un retard de 9 ans pour le réacteur finlandais de Olkiluoto 3, et 12 ans pour Flamanville. Au Royaume-Uni, les deux réacteurs en construction de la centrale Hinkley Point affichent déjà un retard de 4 ans sur le planning initial.

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Flamanville pourra-t-il faire mieux ?

Pour l’heure, difficile de savoir si ce record pourra être battu. Les différents EPR construits à travers le monde affichent tous une puissance quasiment équivalente. Ainsi, dans les années à venir, les records de production annuels devraient principalement se jouer sur les conditions opérationnelles de chaque réacteur, et sur leur gestion. À titre d’exemple, Taishan 1, mis en service seulement quelques mois avec Taishan 2, n’a jamais dépassé les 12 TWh de production à cause de nombreuses défaillances, l’empêchant de fonctionner à pleine puissance sur de longues périodes. Depuis sa mise en service, il affiche un facteur de charge de seulement 48,6 % contre 77,7 % pour Taishan 2. Du côté de Flamanville, espérons que la mise en service signe la fin des difficultés, et puisse fonctionner avec un facteur de charge élevé. Toutefois, un premier arrêt pour maintenance prévu fin 2025 l’empêchera de revendiquer un facteur de charge élevé lors des premières années de fonctionnement.

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On ne fabrique pas assez de transformateurs électriques pour satisfaire la demande croissante en Europe. Ces transformateurs, composants essentiels pour abaisser ou élever la tension, sont aujourd’hui au cœur d’une crise de disponibilité. Les délais de livraison ont plus que doublé ces derniers mois, passant de 9 à 12 mois à plus de 24 mois. Cette situation crée une tension considérable sur les objectifs de décarbonation de l’UE, affectant à la fois les raccordements des centrales de production d’électricité renouvelable et l’électrification des industries.

Dans le processus de distribution de l’électricité, la valeur de la tension est modifiée plusieurs fois, du panneau solaire à l’appartement. La tension est d’abord élevée par le distributeur Enedis pour le transporteur, Réseau de transport d’électricité (RTE), à des niveaux compris entre 225 000 et 400 000 volts. Ceci permet de limiter les pertes par effet Joule, moins importantes à haute tension. Elle est ensuite abaissée pour être consommée par les particuliers ou les entreprises, de 230 à 380 volts. Les transformateurs sont donc omniprésents dans le réseau électrique pour jouer ce rôle de modulateur. Bien que leur nombre exact soit inconnu, on estime que 4,5 millions de ces équipements sont installés dans l’UE et en Norvège.

Un marché dominé par une poignée de fabricants

La fabrication des transformateurs est dominée par trois géants : l’allemand Siemens, l’Américain General Electric, et le Japonais Hitachi. Ces entreprises, avec des capacités de production relativement constantes, créent un goulot d’étranglement sur le marché. Les constructeurs européens peinent à suivre la cadence, car ils hésitent à investir dans de nouvelles lignes de production, calibrées selon les commandes, en accord avec les objectifs 2030 du Green Deal européen. Au-delà de cette date, les objectifs deviennent plus flous et incertains, dissuadant les investissements à long terme. En conséquence, les délais de livraison, déjà élevés, continuent de s’allonger.

En parallèle, le marché du travail spécialisé est extrêmement tendu. La fabrication de transformateurs requiert une main-d’œuvre qualifiée, aujourd’hui en pénurie. Cette situation est le résultat d’un angle mort des politiques européennes en matière de formation et de soutien aux métiers manuels spécialisés. Le manque de travailleurs qualifiés exacerbe la crise de production et allonge encore les délais de fabrication.

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Le cuivre, composant essentiel et de plus en plus cher

Les transformateurs fonctionnent en abaissant et en élevant la tension grâce à des spires de cuivre. La tension de sortie d’un transformateur est proportionnelle au rapport du nombre de spires entre la sortie et l’entrée. Ainsi, le prix du cuivre joue un rôle prépondérant dans le coût de fabrication des transformateurs. Le cours de cette matière première a bondi de 30 % en huit mois, atteignant 9 000 euros la tonne. L’inflation des prix devrait se prolonger, avec des prévisions atteignant 15 000 euros la tonne d’ici 2025, sous la pression de la transition énergétique, de la reprise du marché immobilier et de l’économie chinoise. Cette hausse des coûts de production est difficile à anticiper pour les fabricants, qui doivent faire face à une augmentation des prix des transformateurs de 75 à 100 %.

Cette pénurie n’augure rien de bon pour les projets de raccordement des énergies renouvelables ni pour la décarbonation de l’industrie. Elle compromet sérieusement les objectifs climatiques et l’indépendance énergétique de l’UE. Par ailleurs, elle n’est pas non plus favorable pour les prix de l’électricité, qui devraient augmenter. En effet, La facture d’électricité des ménages et entreprises augmentera, car elle sera directement répercutée par les compagnies d’électricité. La crise actuelle des transformateurs électriques représente donc un défi majeur pour la transition énergétique en Europe.

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Vous partez au camping cet été, vous voulez faire des travaux sans connexion électrique, ou tout simplement vous prémunir d’une éventuelle coupure de courant ? Dans ce cas, une batterie nomade pourrait bien vous faciliter la vie. Mais pour cela, encore faut-il bien la choisir.

Longtemps, le marché des batteries a été dominé de la tête et des épaules par les batteries au plomb. Ces batteries au tarif intéressant multiplient pourtant les inconvénients : elles sont très lourdes (35 Wh/kg environ), volumineuses, et n’acceptent que très peu de cycles de charge – décharge. C’est pour ces raisons qu’elles ont été cantonnées à l’alimentation des accessoires et du démarreur dans l’automobile, ainsi que l’alimentation des véhicules de loisirs comme les camping-cars, les caravanes et autres camions aménagés.

Mais depuis quelques années, de nouvelles technologies de stockage d’électricité se développent à mesure que nos usages s’électrifient. On retrouve désormais, à un prix de plus en plus abordable, des technologies comme le lithium-ion, dont la densité énergétique est bien plus élevée (plusieurs centaines de Wh/kg), et qui accepte beaucoup mieux les décharges profondes. Ce développement technologique a donné naissance à une nouvelle catégorie de produits : les batteries nomades. Disponibles avec des capacités pouvant aller d’une centaine à plusieurs milliers de wattheures, elles ont généralement la capacité d’accepter plusieurs types de recharges, et de délivrer du courant sous différentes formes pour s’adapter à différents usages. On retrouve principalement du 12 V en courant continu et du 230 V en courant alternatif.

Pour vous aider à y voir plus clair sur ce marché en plein développement, nous vous proposons un tour d’horizon des principaux modèles disponibles pour une puissance comprise entre 1 et 2 kWh. Vous retrouverez également quelques conseils pour faire le choix le plus adapté à vos besoins.

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Le marché des batteries portables et de plus en plus dense

Électrification oblige, le marché des grosses batteries nomades se densifie chaque année un peu plus, voici une liste non exhaustive des principaux modèles que l’on peut retrouver sur le marché.

Marque	Modèle	Prix €	Puissance W	Capacité Wh	Poids kg	Solaire	Extensible
Bluetti	AC180	799	800	1 152	17	Oui	Non
Bluetti	AC200L	1 699	2 400	2 048	28	Oui	Oui
Jackery	Explorer 1000 Pro	899	1 000	1 002	11,5	Oui	Non
Jackery	Explorer 1500 Pro	1 099	1 800	1 512	17	Oui	Non
Jackery	Explorer 2000 Pro	1 499	2 200	2 160	19,5	Oui	Non
Ecoflow	Delta Max	1 299	2 400	2 016	22	Oui	Oui
Ecoflow	Delta 2	999	1 800	1 024	12	Oui	Oui
Ecoflow	Delta 2 Max	2 099	2 400	2 048	23	Oui	Oui
Anker	Solix C1000	1 199	1 800	1 056	13	Oui	Oui
Anker	Solix F1200	799	1 500	1 229	20	Oui	Non
Anker	Solix F2000	1 699	2 300	2 048	30	Oui	Non

Comment fonctionnent ces batteries nomades ?

Ces batteries nomades reposent toutes sur un fonctionnement similaire. Il s’agit d’une batterie généralement au lithium pouvant être rechargée par une prise domestique standard, une prise 12 V (de type allume-cigare), ou par le branchement de panneaux solaires. Les batteries sont équipées d’une multitude de ports qui permettent de brancher et recharger de nombreux types d’appareils différents. On retrouve des prises USB-A et USB-C, des prises de type allume-cigare, des prises 230 V et même, parfois, des emplacements pour la recharge par induction. Généralement, un écran LCD permet de consulter d’un coup d’œil le pourcentage de batterie restante ainsi que des indications sur la vitesse de la recharge ou encore la quantité d’énergie qui est prélevée à un instant T.

Outre ce fonctionnement commun à presque tous les modèles, on peut retrouver des fonctionnalités supplémentaires permettant de rendre la batterie plus polyvalente. Certaines disposent d’un système de détection de coupure de courant, permettant leur utilisation en tant que batterie de secours. D’autres disposent d’une application mobile permettant le contrôle à distance. Enfin, certains modèles sont également modulables : il est ainsi possible d’ajouter un module additionnel pour augmenter la capacité de stockage de la batterie.

Une batterie nomade oui, mais pour quoi faire ?

Si ces batteries peuvent être utiles dans un très grand nombre de situations, on distingue tout de même trois usages principaux, à savoir :

➡️ L’alimentation de secours

Du fait d’une capacité relativement contenue, ces batteries ne sont pas nécessairement pertinentes pour optimiser la production d’une installation solaire. En revanche, elles peuvent parfaitement remplir le rôle d’alimentation de secours en cas de coupure de courant. Pour cela, il est possible de les utiliser de deux manières différentes. La première consiste à brancher les équipements dont on a besoin sur la batterie le temps de la coupure. Cela peut être un ordinateur, la box internet, le frigo ou encore un micro-ondes.

La seconde solution consiste à la brancher directement au réseau électrique de la maison. Dans ce cas, il convient cependant d’ouvrir le disjoncteur général de la maison pour éviter aux techniciens d’ENEDIS d’avoir des surprises. Certains modèles disposent d’un détecteur de coupure permettant de réalimenter le tableau électrique en quelques millisecondes, permettant ainsi d’éviter l’extinction des appareils.

➡️ Le camping

Dans le secteur des véhicules aménagés, habituellement alimentés par de lourdes et exigeantes batteries au plomb, les batteries nomades constituent une alternative de choix permettant d’obtenir une installation plus polyvalente et plus performante. En revanche, pour le camping ou encore les voyages en voiture, on privilégiera des batteries d’une capacité un peu plus faible pour en limiter le poids.

➡️ L’alimentation de sites isolés

Enfin, ces batteries constituent une solution de choix pour avoir de l’électricité dans son jardin, dans une cabane, ou sur un chantier pas encore raccordé à l’électricité. En couplant la batterie à des panneaux solaires, il est même possible de devenir entièrement autonome, moyennant une gestion précautionneuse de l’électricité produite.

Comment choisir sa batterie nomade ?

Pour choisir sa batterie nomade, il convient de porter une attention particulière à certains éléments.

➡️ Technologie de batterie

Si les batteries nomades étaient, au départ, principalement équipées de batteries de type lithium-ion, cette technologie a l’inconvénient d’avoir une durée de vie relativement limitée, comprise entre 500 et 1000 cycles. C’est pourquoi, il est préférable d’opter pour la technologie LFP, de plus en plus répandue, qui offre une durée de vie jusqu’à 4 fois supérieure. Elle a tout de même pour inconvénient un poids légèrement plus élevé que les batteries au lithium-ion du fait d’une densité énergétique un peu plus faible.

➡️ Puissance et capacité

Si, pour choisir sa batterie, on pense tout de suite à sa capacité, il ne faut pas négliger la puissance que celle-ci pourra délivrer. Avant de chercher une batterie, il convient donc de réfléchir aux appareils que l’on souhaite pouvoir alimenter afin de déterminer la puissance minimale nécessaire. À titre d’exemple, les appareils comme les bouilloires, les machines à café ou encore les sèche-cheveux sont des appareils particulièrement gourmands en électricité.

De la même manière, la capacité de la batterie dépendra des usages envisagés. S’il s’agit de réalimenter votre maison comme si de rien n’était, mieux vaut viser la batterie avec la plus grosse capacité possible.

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➡️ Encombrement

En revanche, lorsque l’on recherche la mobilité, il est important de prendre en compte le poids de l’équipement. Si l’on compare les modèles Delta 2 et Delta 2 Max, on constate qu’ils présentent un encombrement similaire. En revanche, côté poids, c’est bien différent ! Le modèle Delta 2, d’une capacité de 1 kWh, pèse 12 kg, tandis que la Delta 2 Max et ses 2 kWh de stockage pèse 22 kg ! Pour une utilisation réellement nomade, on privilégiera les modèles avec des poignées de préhensions, ou même des modèles équipés de roulettes comme la Anker 767.

➡️ Nombre de ports disponibles

En général, sur ce type de batteries, on a l’embarras du choix en ce qui concerne les ports disponibles. Mieux vaut tout de même vérifier que ceux-ci correspondent aux équipements que l’on possède.

➡️ Vitesse de recharge

Toujours quand on privilégie la mobilité, il est important de choisir un modèle capable de se recharger rapidement. À ce sujet, Ecoflow fait des merveilles, son modèle Delta 2 Max étant capable de récupérer 80 % d’autonomie en seulement 1,1 heure (et même en 43 minutes en cumulant la recharge solaire). Il convient non seulement de vérifier la puissance de recharge en courant alternatif, pour un branchement sur une prise de courant classique, mais également la puissance de recharge continue pour la recharge via panneaux solaires.

➡️ Modularité

Certains modèles sont modulables, ce qui signifie qu’il est possible d’y ajouter des sets de batterie supplémentaires permettant ainsi d’en augmenter la capacité de stockage. Cette fonctionnalité est notamment disponible sur certains modèles des fabricants Ecoflow et Bluetti.

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Les élections européennes se dérouleront le 9 juin prochain. En France, 4 partis écologistes se présentent, mais disposent chacun de leur propre conception de l’écologie. Quel est leur programme respectif en matière d’énergie ?

➡️ Europe Écologie Les Verts (EELV)

La liste menée par Marie Toussaint entend, sans surprise, faire sortir l’Europe des énergies fossiles et obtenir une véritable souveraineté énergétique européenne. Le parti propose de mettre en place un « fonds de souveraineté écologique » pour acquérir « la majorité du capital des 6 plus grosses entreprises pétro-gazières européennes pour les mettre au service des citoyen.nes et du climat ». Ces entreprises seraient alors engagées vers le 100 % renouvelable.

Les Verts proposent également :

• que l’Europe tende « vers 100 % d’énergies renouvelables […] dès 2040 ». Selon eux, ce serait « le seul moyen de stabiliser la facture d’énergie et de tenir nos engagements climatiques ». Le parti campe toujours sur sa position antinucléaire historique, malgré l’impact carbone extrêmement faible de cette filière, estimant que « le redéploiement du nucléaire ne sera pas susceptible de répondre à cette urgence (climatique, NDLR) ».
• de réformer la taxonomie verte afin de sortir le nucléaire et le gaz de la liste des investissements verts.
  la sobriété et les énergies renouvelables nous permettront d’atteindre cet objectif.
• d’agir en faveur de la sobriété énergétique pour permettre une baisse des consommations.
• de relocaliser des processus de production en Europe, notamment les panneaux photovoltaïques et de maintenir l’industrie éolienne sur notre territoire.
• d’accélérer la rénovation énergétique des bâtiments européens.

Le parti défend également l’idée de garantir le droit à une énergie propre en instaurant une tarification sociale et progressive de l’énergie en Europe avec un tarif plus faible pour les premiers kilowattheures. Un système similaire existe par exemple au Québec. Il est aussi proposé d’interdire les coupures d’énergie qui sont généralement réalisées en cas d’impayés et d’obliger les fournisseurs à proposer des offres à prix stables pour les foyers modestes.

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➡️ L’écologie au centre

Ce parti écologiste sera mené aux élections européennes par Jean-Marc Governatori, un élu niçois. Le parti propose de « bâtir un traité environnemental axé sur un protectionnisme vert et social pour préserver les entreprises européennes ». Cette mesure pourrait profiter aux secteurs liés à la transition énergétique, tels que la filière photovoltaïque qui se trouve actuellement en grande difficulté sur le territoire européen en raison de la concurrence des modules solaires à bas prix en provenance de Chine.

L’écologie au centre indique se positionner en faveur de la souveraineté énergétique en souhaitant soutenir notamment l’innovation, y compris dans le nucléaire. Une autre mesure pourrait aussi bénéficier au secteur énergétique. Il s’agit de « prioriser un plan d’investissement massif pour créer des emplois non délocalisables et pour le climat ». Même si aucune précision n’est donnée sur cette proposition, on peut imaginer qu’elle pourrait s’appliquer aux projets de construction d’usines de batteries ou de panneaux solaires par exemple.

Le parti propose aussi « d’établir sur l’ensemble du territoire européen, une interconnexion électrique qui permette de compenser l’intermittence des énergies renouvelables ». La mesure aurait nécessité d’être détaillée puisqu’un réseau de près de 400 interconnexions relie déjà les pays européens entre eux.

Il est également question de faire appel aux « milliardaires et ultrariches » pour prendre en charge « la gestion directe dans une région de leur choix pour l’agriculture biologique ou la rénovation énergétique ou l’économie circulaire ou les énergies renouvelables ». On ne sait pas s’il est question de superviser ces domaines ou de les prendre en charge financièrement puisque le programme n’est pas détaillé sur ce point.

Au niveau de la mobilité électrique, le parti propose de remplacer la mesure visant à mettre un terme à la production de véhicules thermiques au profit du moteur électrique en 2035, par l’obligation à cette date de vendre des véhicules utilisant un moteur fonctionnant sans énergie fossile et dont le poids sera inférieur à une tonne.

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➡️ Écologie positive et Territoires

Créé en février 2024, Écologie positive et Territoires se définit comme un collectif qui rassemble une quinzaine de partis politiques et des associations « se retrouvant dans une écologie basée sur les territoires et le vivant ». Voici les propositions qui concernent l’énergie :

• Réduire de 15 % la consommation d’eau, de matière (c’est-à-dire de matières premières) et d’énergie d’ici 2030 en faisant la promotion de la sobriété énergétique ;
• Renforcer la taxe carbone aux frontières et l’élargir aux produits ayant un impact négatif sur la biodiversité ;
• Soutenir la création d’une filière industrielle européenne de recyclage des batteries, étant donné que l’électrification des usages va faire augmenter la demande en batterie. Il est donc important de faire de la filière une économie 100 % circulaire en recyclant les batteries usagers.
• Aider le secteur du bâtiment à s’adapter aux territoires et à la transition écologique en simplifiant les normes, en numérisant le secteur et en tenant compte des réalités régionales dans les normes de construction.

Deux autres propositions méritent d’être abordées davantage en profondeur. La première vise à « développer l’économie européenne pour la transition écologique et pour le développement social ». Il s’agit notamment d’accélérer la réindustrialisation de l’économie en soutenant notamment la transition écologique des entreprises productives. Il est aussi prévu de mettre en place une « stratégie industrielle européenne avec des “secteurs stratégiques” » qui seraient des priorités, dont la décarbonation de l’énergie et les secteurs de l’économie verte.

La seconde proposition que nous détaillerons ici concerne la redéfinition d’un « accord énergétique européen global “sobriété + renouvelable + gaz vert + nucléaire” ». Il s’agit donc de prioriser la sobriété et l’efficacité énergétique tout en soutenant le développement de toutes les énergies renouvelables, y compris le gaz vert « mis à mal dans les orientations européennes » et l’énergie nucléaire. La liste Écologie positive et Territoires note que l’énergie ne fait actuellement pas l’objet d’un consensus sur la scène européenne puisque les pronucléaires (dont la France) s’opposent aux anti-nucléaires menés par l’Allemagne. Le collectif veut remettre de l’unité entre les États membres à ce niveau. Il s’agira de mettre en place « une véritable politique énergétique commune (PEC) » et de décarboner l’énergie.

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➡️ Équinoxe

Menée par Marine Cholley, la liste d’Équinoxe fait plusieurs propositions qui concernent l’énergie :

• Sortir des énergies fossiles par la sobriété, les énergies renouvelables et le nucléaire. Pour cela, il est question de subventionner le développement des énergies renouvelables et nucléaires, de renforcer les interconnexions entre les pays européens, d’investir dans les nouvelles formes du nucléaire et, enfin, de protéger et d’encadrer l’évolution des prix de l’électricité.
• Relocaliser nos productions agricoles et industrielles dans une logique de souveraineté. Cela ne concerne pas seulement l’énergie, mais peut inclure la filière photovoltaïque notamment.
• Atteindre nos objectifs climatiques avec un système de quotas carbone individuels équitable. Aucun détail n’est néanmoins donné à ce sujet.

Synthèse des programmes écologistes pour les élections européennes en matière d’énergie

Aucun des quatre partis écologistes ne fait l’impasse sur le domaine de l’énergie dans son programme, mais leur vision de l’avenir énergétique européen diffère. Si tous veulent sortir des énergies fossiles, ils ne sont pas d’accord sur le moyen pour y parvenir et une fracture pro et anti-nucléaire est bien présente. Plus précisément, tous les partis soutiennent le nucléaire pour parvenir à décarboner le mix énergétique, sauf EELV qui s’y oppose et souhaite aller vers un mix 100 % renouvelable.

On note toutefois des idées similaires, notamment sur la nécessité de protéger les filières industrielles européennes qui agissent en faveur de la transition énergétique telles que celle des panneaux solaires. La sobriété et la rénovation énergétique des bâtiments semblent également faire consensus pour faire baisser les niveaux de consommation. Enfin, les énergies renouvelables font l’unanimité des quatre partis écologistes.

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Lorsqu’on souhaite se lancer dans l’autoconsommation solaire, deux possibilités s’offrent à nous. Investir dans une centrale solaire classique ou privilégier un kit prêt à brancher, aussi appelés plug and play, qui permet de produire facilement de l’électricité. Mais que faut-il préférer entre ces deux solutions ?

La différence entre les kits prêts à brancher et les centrales solaires classiques

Commençons par un petit rappel sur la différence entre les installations solaires classiques et les kits plug and play.

➡️ Les centrales solaires classiques sont composées de plusieurs panneaux solaires installés de façon pérenne sur leur support, de micro-onduleurs ou d’un onduleur central, tout ceci relié au tableau électrique de la maison pour produire de l’électricité qui alimentera les appareils du foyer. L’installation se fait au sol ou plus communément en toiture et nécessite des compétences techniques tant pour la configuration du parc solaire que pour son installation. Le recours à un professionnel qualifié RGE (Reconnu garant de l’environnement) est indispensable pour la pose, surtout si vous voulez bénéficier de la vente de votre production à EDF OA.

➡️ À l’inverse, les kits solaires prêts à brancher se distinguent par leur simplicité d’installation. Ils sont généralement constitués d’un ou deux panneaux solaires installés sur un socle, un kit de fixation ou de simples pieds, et d’un micro-onduleur. L’ensemble est conçu pour pouvoir être facilement démonté ou déplacé. Un câble permet de relier le tout à une simple prise électrique domestique, sans que l’intervention d’un professionnel soit nécessaire. Il suffit donc de sortir le matériel de son emballage, de l’assembler en quelques minutes et de brancher le kit à une prise électrique. L’autoconsommation peut alors commencer.

On a donc d’un côté, une centrale solaire qui nécessite une véritable étude préalable et une pose par un professionnel et de l’autre, un kit tout prêt qu’il faut simplement brancher sur une prise électrique.

Kit solaire prêt à brancher ou centrale solaire classique : les avantages et inconvénients

Pour pouvoir choisir entre ces deux moyens de produire de l’énergie, il est utile d’en connaître les points forts et les points faibles.

Les avantages de la centrale solaire classique

Le principal point fort de l’installation solaire classique réside dans sa puissance. En effet, elle est composée de plusieurs panneaux, dont le nombre dépend de la puissance voulue et de la place disponible. En général, chez les particuliers, la puissance du parc solaire est comprise entre 3 et 6 kWc, ce qui permet donc de produire une part non négligeable d’électricité. Les panneaux solaires constituent alors une réelle source de production électrique alors que les kits plug and play produisent une quantité d’électricité relativement anecdotique par rapport à la consommation d’un foyer. Par exemple, Beem Energy estime la production de son dernier kit Beem On de 460 watts-crête à 585 kWh/an. Regardez votre facture d’électricité annuelle et vous verrez que vous serez loin de l’autonomie énergétique avec une telle station.

L’autre point fort de la station solaire classique concerne la possibilité de revendre le surplus de production, via un contrat de rachat avec EDF OA ou de le stocker via des batteries. Cela permet de rentabiliser plus rapidement la centrale solaire. Avec le kit plug and play, le surplus de production qui n’est pas utilisé dans la maison immédiatement sera redistribué gratuitement au réseau public d’électricité. Il est donc perdu pour l’usager.

Enfin, les centrales solaires classiques étant généralement installées en toiture, elles n’ont pas d’emprise au sol et ne gênent donc pas l’utilisation de l’espace extérieur. C’est un sacré avantage, surtout lorsqu’on dispose d’un petit jardin. Les kits plug and pays peuvent être accrochés en façade, mais plus généralement, ils sont placés au sol, ce qui peut présenter une gêne pour les occupants du foyer, d’autant qu’il faut être prudent en plein été avec les enfants en bas âge puisque les cellules accessibles à faible hauteur, chauffent au soleil et peuvent donc présenter un danger. Les panneaux en verre peuvent aussi être facilement endommagés lorsqu’ils sont au sol.

Les avantages du kit prêt à brancher

Mais les kits prêts à brancher disposent d’un réel avantage au niveau de la simplicité d’installation. L’intervention d’un professionnel n’est pas nécessaire, et pour peu que le panneau soit placé à moins de 1,80 mètre de hauteur, aucune autorisation n’est nécessaire. Seule une simple déclaration du dispositif doit être réalisée en ligne à Enedis, mais la procédure reste rapide et simple. Au contraire, les centrales classiques nécessitent de faire appel à un professionnel pour l’installer. En outre, si le parc solaire dispose d’une puissance inférieure à 3 kW et qu’il est installé à plus de 1,80 mètre de hauteur, ce qui est généralement le cas puisque les panneaux sont souvent posés sur la toiture, une déclaration préalable de travaux est nécessaire ainsi qu’une demande de raccordement à Enedis. Si vous n’aimez pas la paperasse, vous serez donc plus à l’aise avec un kit prêt à brancher.

L’autre point fort principal du kit concerne son prix. En effet, il est possible de s’équiper avec un budget qui démarre autour de 500 euros. L’autoconsommation devient vraiment accessible au plus grand nombre alors que les centrales solaires classiques nécessitent un investissement beaucoup plus lourd. Le montant va dépendre du matériel utilisé et de la puissance du parc, mais globalement, il faut compter au moins 6 000 euros. Bien entendu, vous pouvez bénéficier de la rente financière liée à la vente de votre production à EDF OA. Mais il est toutefois indispensable de disposer d’un budget conséquent pour se lancer, ce qui peut constituer un véritable frein pour nombre de personnes.

Enfin, le kit plug and play peut être une alternative à une toiture mal orientée qui ne permet pas d’y apposer des panneaux solaires. Avec un kit, le choix de l’emplacement est varié, à condition de pouvoir assurer la liaison jusqu’à une prise domestique (mais il est possible de s’équiper d’une rallonge).

Est-il plus rentable d’investir dans un kit plug and play ou dans une station solaire classique ?

La question de la rentabilité de l’installation solaire est évidemment à évoquer au moment de débuter l’aventure de l’autoconsommation. Quelle solution solaire préférer pour rentabiliser au plus vite son investissement ?

Les fabricants des kits plug and play proposent des simulateurs d’économies sur leur site, qui vous permettent de calculer la durée d’amortissement de votre investissement, en fonction de votre localisation. Il apparaît que dès 3 ou 4 ans, le kit pourrait être amorti. Il faut toutefois rester très prudent avec ces résultats qui sont calculés en prenant les paramètres (optimistes) suivants : une orientation plein sud, sans aucune ombre portée avec une autoconsommation de la totalité de la production. Dans les faits, il n’est pas toujours évident de trouver un emplacement orienté plein sud sans qu’aucun arbre ni bâtiment n’ombrage la structure au moins à certains moments de la journée. En outre, il faut bien maîtriser ses usages électriques pour consommer la totalité de l’électricité lors du pic de production, ce qui n’est pas forcément aisé en plein été.

Quant aux centrales solaires classiques, la durée d’amortissement tournerait plutôt entre 8 et 12 ans. Cela dépend évidemment de la localisation, de l’orientation et de la puissance des panneaux ainsi que du montant des aides obtenues. Ce n’est qu’une fourchette donnée généralement par les installateurs.

Match entre la centrale solaire classique et le kit plug and play : le résultat

Avant de se décider à investir dans des panneaux solaires, il faut se poser deux questions essentielles : de quel budget est-ce que je dispose ? Suis-je présent à la maison en journée pour faire fonctionner mes appareils électriques ? En effet, la question du budget peut déterminer à elle seule la solution solaire à adopter. Les foyers qui veulent autoconsommer tout en ayant un budget serré vont être contraints de se tourner vers un kit plug and play. Par ailleurs, ces derniers supposent l’utilisation instantanée de l’électricité produite. La présence au domicile en journée ou la possibilité de faire fonctionner ses appareils électroménagers en les programmant par exemple sera un critère important pour la rentabilité de l’installation.

Enfin, le critère de la production attendue sera également important, comme on l’a vu. Si vous souhaitez vraiment vous rapprocher de l’autonomie énergétique ou tout du moins produire vous-même une partie non négligeable de votre consommation, il faudra plutôt vous tourner vers une centrale solaire classique. Vous le voyez, il n’y a en réalité pas de solution solaire meilleure qu’une autre. Tout va dépendre de vos besoins, de votre budget, et de votre façon de consommer. Mais vous avez maintenant toutes les informations pour vous décider en connaissance de cause.

L’article Kit solaire à brancher sur une prise ou centrale solaire classique : que faut-il préférer ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La Chine domine largement la filière de la production de panneaux solaires, au détriment des fabricants européens confrontés à une concurrence déloyale. En réponse, l’Union européenne (UE) a mis en place des mesures pour protéger son industrie. Si dans le passé, la Chine a déjà utilisé des procédures légales pour esquiver certaines restrictions européennes, aujourd’hui, des interrogations émergent quant à la possibilité qu’elle défie à nouveau les mesures instaurées par l’UE.

Dans le cadre de son objectif de neutralité carbone d’ici 2050, l’UE place de grands espoirs dans l’énergie solaire. D’ici 2030, elle vise à tripler sa puissance solaire actuelle en passant de 260 GW à 750 GW. Rien qu’en 2023, l’Europe a installé 56 GW, soit une augmentation de 40 % par rapport à l’année précédente. Ces réalisations pourraient laisser penser que le secteur solaire européen se porte à merveille. Pourtant, le continent reste extrêmement dépendant des importations chinoises. En effet, seulement 3 % des panneaux solaires utilisés dans l’UE sont produits localement, le reste étant principalement importé de la Chine.

Devenu un acteur incontournable des technologies solaires, l’empire du Milieu produit environ 75 % des modules photovoltaïques dans le monde. Avec une chaîne de valeur intégrée, le pays est en mesure de proposer des coûts très compétitifs, plaçant ainsi l’industrie européenne au bord de l’effondrement. Bien que des mesures de protection aient été mises en place au niveau continental et national, la question demeure : ces règles sont-elles suffisamment robustes pour contrer l’influence chinoise ?

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Fabrication de panneaux solaires : une industrie précaire en Europe

En 2023, la Chine a massivement exporté des panneaux solaires vers l’Europe, entraînant une baisse notable des prix. Cette situation résulte principalement de la récente politique américaine, notamment le plan « Inflation Reduction Act », qui cherche à limiter la présence des modules chinois sur le marché américain. De plus, la concurrence interne entre les fabricants chinois contribue à la tendance baissière du prix. Ces dynamiques mettent les producteurs européens dans une position précaire, affectant leur compétitivité et leur viabilité économique.

Dès le début de l’année, le Conseil européen de l’industrie solaire (ESMC), qui représente les fabricants européens, a tiré la sonnette d’alarme concernant le risque de faillite pour de nombreuses entreprises du secteur. Comme l’ESMC l’avait prédit, plusieurs sociétés ont déjà dû fermer leurs portes. En France, l’usine de fabrication Systovi a cessé définitivement ses activités en avril. En Allemagne, l’entreprise Solarwatt a planifié sa fermeture, et le géant Meyer Burger prévoit de se relocaliser aux États-Unis après avoir subi d’importantes pertes l’année passée.

Face à la menace d’un déclin imminent de l’industrie, plusieurs pays européens ont déjà mis en place des mesures pour soutenir le secteur local. À l’échelle continentale, la Commission européenne a adopté le Net-Zero Industry Act, dont l’objectif est de couvrir, d’ici 2030, 40 % des besoins annuels en déploiement de technologies bas-carbone, y compris le solaire. Cette initiative vise à stimuler la production interne et à réduire la dépendance vis-à-vis des importations, tout en soutenant l’innovation et la compétitivité européennes dans le domaine des technologies renouvelables.

La Chine réagira-t-elle contre les initiatives européennes ?

Tandis que l’Europe intensifie ses efforts pour protéger son industrie solaire, il est légitime de se demander si la Chine pourrait réagir en engageant des actions contre ces mesures protectionnistes. En 2012, la Chine, alors déjà leader mondial de l’exportation de panneaux solaires, avait contesté les restrictions européennes en demandant des consultations officielles à l’Organisation mondiale du commerce (OMC). Cette démarche constitue généralement la première phase dans le processus de règlement des différends, lors duquel, les parties tentent de résoudre les problèmes à l’amiable avant de passer à une procédure juridique formelle.

Dans le contexte actuel, les experts jugent faibles les chances que la Chine engage une nouvelle procédure similaire. Pour que le pays prenne une telle décision, il faudrait que les mesures européennes affectent de manière significative sa robuste industrie, ce qui ne semble pas être le cas pour le moment. De plus, les initiatives telles que le Net-Zero Industry Act visent plutôt à renforcer l’industrie locale sans nécessairement provoquer un conflit direct avec la Chine.

En Italie, le gouvernement a introduit le Plan national de relance et de résilience (PNRR) pour soutenir la filière en accordant des crédits d’impôts aux projets utilisant exclusivement des panneaux conçus dans l’UE. Pour ce cas spécifique, selon des spécialistes, si la Chine décide de contester, elle pourrait s’appuyer sur des arguments techniques basés sur le droit européen. Le processus pour formaliser de telles plaintes peut néanmoins être assez long, car il nécessite une analyse détaillée des règlements et de leur conformité avec les règles internationales du commerce. Il est également possible que les différends soient abordés par le biais de discussions bilatérales entre l’Italie et la Chine. Cette approche s’écarte des procédures officielles plus rigides de l’OMC, et peut offrir un moyen plus rapide et peut-être moins conflictuel de résoudre les désaccords.

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L’éolien en mer continue de se développer en France, avec une puissance installée cumulée dépassant désormais 1 gigawatt. Le parc éolien en mer de Fécamp (Seine-Maritime), inauguré le 15 mai, vient d’ajouter 500 MW. En parallèle, le gouvernement a également dévoilé l’industriel chargé de construire et exploiter le premier parc flottant commercial de France, qui s’élèvera au sud de la pointe bretonne.

Quatre ans après le début des travaux, le parc éolien offshore de Fécamp vient d’être inauguré. Si Emmanuel Macron n’a finalement pas pu faire le déplacement pour l’occasion en raison de la crise en Nouvelle-Calédonie, c’est Roland Lescure, ministre délégué à l’industrie et l’énergie, qui s’est rendu sur place. Opéré par EDF Renouvelables et composé de 71 éoliennes Siemens Gamesa de 7 MW pour une puissance totale de 500 MW, le parc devrait fournir l’équivalent de la consommation électrique de 700 000 français. Cela représente près de 60 % de la consommation de la Seine-Maritime. Après des mois de préparation, l’installation en tant que telle avait commencé en août 2022 avec l’installation de la première fondation gravitaire. Il s’agit, d’ailleurs, du premier parc au monde à avoir été équipé de ce type de fondations.

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Cap sur l’éolien flottant

Depuis la mise en service du parc éolien de Saint-Nazaire, il y a plus d’un an maintenant, les avancées de l’éolien en mer se multiplient en France. On a pu, récemment, constater la mise en service du parc de Saint-Brieuc, tandis que l’avancement de plusieurs autres chantiers suivent leur cours, comme celui du parc de Dieppe, du Tréport ou de l’île d’Yeu.

Si tous ces parcs sont équipés d’éoliennes posées sur les fonds marins, l’avenir devrait néanmoins appartenir à l’éolien flottant. La mise en service du premier parc flottant français, appelé Provence Grand Large, ne devrait plus tarder. En parallèle, les chantiers des deux autres projets pilotes suivent leurs cours malgré d’importantes difficultés financières. Sur la façade atlantique, le projet éolien flottant Bretagne-sud, premier de nature commerciale pour cette technologie, vient tout juste d’être attribué à un consortium composé de d’Elicio et BayWa r.e. Composé d’une vingtaine d’éoliennes pour une puissance totale de 250 MW, il devrait être mis en service en 2031.

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Pour augmenter la production d’électricité solaire, il faut multiplier le nombre de panneaux photovoltaïques installés. Ou améliorer l’efficacité de chacun d’entre eux. Difficile ? Peut-être pas tant que ça. Puisque cela semble possible en posant tout simplement une bâche blanche sous les panneaux solaires, mais pas n’importe lesquels.

En 2023, selon les chiffres de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), le solaire photovoltaïque a représenté à lui seul quelque trois quarts de l’augmentation des capacités de production d’énergie renouvelable dans le monde. C’est encourageant. Mais pour faire encore mieux et surtout, faire face à l’urgence climatique, toutes les idées paraissent désormais bonnes à prendre. Les pouvoirs publics s’intéressent principalement au nombre de panneaux photovoltaïques installés. Plus il y en aura, plus nous produirons d’électricité solaire.

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Des panneaux solaires plus efficaces

Les scientifiques et les ingénieurs, eux, voient aussi le salut dans l’augmentation des rendements des cellules photovoltaïques. En faisant augmenter l’efficacité des panneaux solaires au mètre carré, ils comptent produire autant — ou, dans l’idéal, même plus — d’énergie renouvelable avec le même nombre de panneaux et à ensoleillement égal. Il y a quelques mois, des chercheurs du National Renewable Energy Laboratory (NREL) américain ont ainsi annoncé avoir développé un panneau solaire bifacial à base de pérovskite dont l’efficacité atteindrait les 46 %. Ce n’est ni plus ni moins que le double de celle des panneaux photovoltaïques classiques à base de silicium.

Plus récemment, des chercheurs de l’université de Lehigh (États-Unis) ont présenté un matériau quantique qui, intégré à un panneau solaire, permettrait d’atteindre une efficacité un peu folle de plus de 60 %, les rendements actuels plafonnant autour de 20 %.

Une bâche blanche pour réfléchir la lumière du soleil

Toujours dans l’idée d’optimiser l’efficacité des panneaux solaires, d’autres explorent des voies plus directes. Des solutions plus simples. Comme l’installation de réflecteurs au sol. L’idée n’est pas nouvelle. Mais des études commencent maintenant à confirmer qu’elle en vaut la peine. Il y a quelques semaines, des chercheurs malaisiens montraient ainsi que l’installation de miroirs pour réfléchir la lumière du soleil vers les panneaux permettait de faire grimper le rendement de 2,8 % — celui de l’installation test ayant atteint la valeur de 25,5 % alors que l’installation témoin plafonnait à 22,7 %.

Aujourd’hui, ce sont des chercheurs de l’université d’Ottawa (Canada) qui apportent une nouvelle confirmation. Ils observent en effet que placer des réflecteurs blancs directement sous des panneaux solaires photovoltaïques — et non pas entre les rangées — permet d’augmenter la production d’énergie de 4,5 %. Partant toutefois de systèmes bifaciaux qui peuvent profiter de la réflexion de la lumière solaire au sol.

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Des panneaux solaires plus efficaces sur la neige ou le sable

Dans la tête des chercheurs canadiens, réflecteur blanc rime surtout avec couverture neigeuse. Mais il est possible aussi d’imaginer couvrir les surfaces de peinture ou de bâches blanches. En supposant tout de même que lesdites surfaces soient déjà artificialisées et pour limiter ainsi les impacts sur la biodiversité. Le bénéfice, soulignent les chercheurs, pourrait aussi s’appliquer aux déserts de sable qui présentent également des sols clairs à l’albédo — comprenez, la part des rayonnements solaires renvoyée vers l’atmosphère — élevé.

Les chercheurs ajoutent que grâce à l’installation de réflecteurs blancs, les modèles donnent des gains allant jusqu’à 6 % du côté de Seattle (États-Unis) et de sa météo nuageuse et des gains jusqu’à 2,6 % dans l’aridité de Tucson (États-Unis). Le tout pour un coût qui reste intéressant. Les chercheurs malaisiens, eux aussi, notent que les rendements des systèmes panneaux solaires/réflecteurs peuvent varier d’une région à l’autre, en fonction des conditions climatiques et des saisons. Mais que les promesses en termes de coût/efficacité méritent que des travaux plus approfondis soient menés sur la question.

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Un peu plus d’un an après sa mise en service, le parc éolien offshore de Saint-Nazaire contribue-t-il réellement à réduire les émissions de CO2 du mix électrique français ? Sans surprise, la réponse est oui, mais le parc souffre tout de même de la comparaison avec d’autres moyens de production d’électricité bas-carbone.

Un an et demi après la mise en service du parc éolien de Saint-Nazaire, premier parc éolien en mer français, l’heure est au bilan. EDF Renouvelables, exploitant du parc, peut se rassurer : ces premiers chiffres sont plutôt prometteurs. Si la production initialement visée de 1,75 TWh par an n’a pas été atteinte, la première année de service aura tout de même permis de produire 1,5 TWh, et ce, malgré un arrêt complet de 3 semaines en décembre dernier. Dès 2024, EDF Renouvelables prévoit une augmentation de la production entre 1,6 TWh et 1,7 TWh, pour un facteur de charge approchant l’objectif initial de 40 %.

Du côté de l’impact carbone, une étude sur l’ensemble de son cycle de vie est venue confirmer, à 1 gramme près, le premier bilan projeté dès 2014. À l’époque, comme on pouvait le lire dans le dossier du maître d’ouvrage préalable aux premiers débats publics, le facteur d’émission du parc avait été estimé à 17,3 g CO2e/kWh pour une durée de vie de 24 ans. La note de synthèse récemment publiée par le bureau de conseil OUVERT, indique un bilan carbone de 794 628 tonnes de CO2 équivalent sur l’ensemble du cycle de vie du parc. Ramené à la production totale estimée du parc éolien, cela équivaut à un facteur d’émission de 18,3 g CO2e/kWh.

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Un retour d’expérience précieux pour les parcs suivants

Avec ce facteur d’émission de 18,3 g CO2e/kWh, le parc de Saint-Nazaire devrait tout de même se positionner comme le parc éolien posé le plus émissif de France, devant celui de Saint-Brieuc (15,8 g CO2e/kWh) ou celui de Fécamp (13,3 g CO2e/kWh). Ces chiffres s’expliquent en partie par le caractère novateur du parc, première ferme éolienne offshore de France. Sans surprise, c’est la fabrication des matériaux qui représente la plus grande part des émissions de CO2. Celle-ci compte pour 61 % des émissions totales tandis que le transport des composants et leur installation sur le parc représentent 14 % des émissions. L’acier, qui représente 62 % du poids total des matériaux du parc, est responsable de la moitié des émissions totales de CO2.

Malgré un facteur d’émission moyen plus élevé que des éoliennes terrestres (14 g CO2e/kWh), les éoliennes offshore posées sont nettement moins émissives que les éoliennes flottantes. Premier parc flottant français, le projet Provence Grand Large affiche un facteur d’émission franchement supérieur aux autres projets en cours avec plus de 50 g CO2e/kWh contre 47 gCO2e/kWh pour EolMed et même 24,1 gCO2e/kWh pour EFGL.

Des émissions encore loin du nucléaire

Selon le gouvernement, le facteur d’émission du mix électrique français se situe, en 2018, à 57 gCO2e/kWh. Dans ce contexte, l’éolien offshore constitue une réelle solution pour réduire les émissions de CO2 associées à la production d’électricité en France. C’est encore plus frappant lorsque l’on compare ce chiffre au facteur d’émission du mix énergétique français qui s’élève à 72 g CO2e/kWh. Néanmoins, il est important de souligner que, quand on le compare exclusivement à des moyens de production d’énergie bas-carbone, le parc de Saint-Nazaire ne fait pas office de référence. Selon la base empreinte de l’Ademe, il est certes moins émetteur que le photovoltaïque (25,2 g CO2e/kWh), mais plus que l’éolien terrestre ou l’hydroélectricité, qui n’émet que 6 g CO2e/kWh.

Surtout, il fait pâle figure face au parc nucléaire français qui émet seulement 3,7 g CO2e/kWh, selon une étude réalisée par EDF, et approuvée par l’ADEME. Si ce chiffre de 3,7 g CO2e/kWh ne prend pas en compte le démantèlement des centrales nucléaires, le bilan carbone de l’éolien ne prend, lui, pas en compte les besoins en stockage plus importants que pour l’industrie nucléaire.

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Et si les mâts d’éoliennes servaient de data center ? C’est le paris qu’a pris une entreprise allemande pour proposer des centres de données peu émissifs. Si l’idée fait sens, cette solution pourra-t-telle répondre aux besoins gargantuesques de l’IA et du cloud computing ?

En matière d’énergies renouvelables, l’Allemagne sait surprendre et innover. Dernier exemple en date : ces centres de données directement installés dans des mâts d’éoliennes par l’exploitant Westfalen Wind et l’entreprise d’équipements électroniques Rittal. Cette idée permet de répondre à de nombreuses problématiques, en donnant un usage aux espaces normalement vides à l’intérieur des éoliennes, et en rapprochant un système particulièrement consommateur d’un point de production d’électricité.

Cette proximité directe entre ces deux équipements limite ainsi les besoins en infrastructure. Ainsi, cette solution entraînerait une baisse de coût. Mais également une baisse des émissions de CO2, car le data center, même s’il est raccordé à d’autres sources de production pour des questions de sécurité, pourrait fonctionner grâce à l’énergie de l’éolienne presque 90 % du temps. WindCores annonce un facteur d’émission de 10 gCO2e/kWh, là où le facteur d’émission du mix électrique allemand se situe à plus de 400 gCO2e/kWh en 2022.

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Une puissance trop limitée pour être réellement intéressante ?

Cette solution pourrait répondre aux besoins précis de certaines entreprises, mais doit encore faire ses preuves sur le terrain. Si aucun chiffre n’a été fourni par l’entreprise en matière de puissance disponible, les éoliennes terrestres ont une puissance installée moyenne de 3 MW. En considérant un facteur de charge de 23,5 %, qui correspond à la moyenne de l’éolien terrestre en Europe entre 2018 et 2021, on obtient une puissance moyenne disponible de 0,71 MW par mât. Or, rien qu’en Île-de-France, en 2018, la puissance moyenne des data center était déjà de 5 MW. Depuis, la course au gigantisme n’a fait qu’accélérer, du fait des besoins grandissants liés à l’IA et au Cloud Computing. Toujours en Île-de-France, on compte déjà deux data center de 140 MW.

Néanmoins, l’idée de positionner des installations très gourmandes en énergie à proximité directe d’un site de production fait sens. C’est d’ailleurs ce que cherche à faire Amazon avec son nouveau data center d’une puissance colossale de 960 MW. Pour permettre son alimentation électrique, celui-ci sera construit sur le campus de Cumulus Data Assets, à proximité directe de la Susquehanna Steam Electric Station, une centrale nucléaire de 2,5 GW de puissance.

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Remplacer un véhicule thermique par un modèle électrique est une des meilleures solutions pour réduire les émissions de carbone et améliorer l’efficacité énergétique. Mais comment abandonner la station-service pour la borne de recharge ? Si, comme l’immense majorité des possesseurs de véhicules électriques, vous souhaitez recharger votre voiture électrique à domicile, vous devez installer une prise ou borne dédiée. Pour savoir à quoi vous attendre et comment faire le bon choix, voici tous nos conseils sur le sujet, si vous choisissez une wallbox.

Bien que de plus en plus facile, le passage d’une voiture thermique à une voiture électrique demande de revoir son organisation, en particulier pour la gestion des recharges. Fini les stations services, bonjour les bornes de recharges sur les parkings, au travail et à la maison ! Pour limiter le coût des recharges et gagner en confort, installer une borne est bien souvent une excellente solution. Bien que plus chères que les prises renforcées (lire notre dossier), les bornes de recharge offrent souvent un niveau de sécurité plus élevé, un grand nombre de fonctionnalités et de meilleurs temps de charge. Pour vous aider à choisir et installer votre borne de recharge, nous vous proposons un tour d’horizon de tout ce qu’il faut savoir avant de franchir le pas, que l’on habite en logement individuel ou collectif.

Pourquoi installer une borne de recharge chez soi ?

S’il est tout à fait possible de recharger sa voiture électrique avec une simple prise domestique, il ne faut pas être pressé. Prenons l’exemple de la récente MG4 qui rencontre actuellement un franc succès. En version Comfort, il vous faudra quasiment 17 heures pour la recharger de 20 à 80 % sur une prise domestique classique de 10A et 2,3 kW de puissance. Même avec une prise renforcée comme la Legrand Green’Up, on obtient un temps de recharge avoisinant les 10h30.

Avec une borne de recharge, c’est différent. Si votre installation électrique le permet, vous pourrez recharger votre MG4 en 5h40 avec une installation en monophasé et même 3h30 avec une installation en triphasé ! Outre un temps de recharge plus court, une wallbox dispose également de nombreux avantages comme la possibilité de programmer votre recharge, vous permettant ainsi de profiter des heures creuses, et donc de faire des économies substantielles.

Souvent connectées, les bornes de recharges permettent également d’avoir accès à vos données de consommation électrique en temps réel et de la commander à distance en cas de besoin. Enfin, elles permettent d’obtenir un niveau de sécurité plus élevé grâce à un excellent contrôle de la puissance utilisée. Certains modèles peuvent, d’ailleurs, s’adapter en temps réel à votre utilisation d’électricité : si vous utilisez votre cafetière ou vos plaques de cuisson électriques pendant que votre voiture est en cours de recharge, la borne sera capable d’ajuster automatiquement la puissance délivrée pour éviter que votre compteur ne disjoncte pour cause de puissance dépassée.

Comment choisir sa borne de recharge ?

En quelques années, le marché des bornes de recharge s’est grandement diversifié. On y retrouve des marques automobiles comme Tesla, des géants de l’électricité comme Legrand, Schneider ou Hager, mais aussi des nouveaux venus comme Wallbox, Evbox ou Easee. Face à ce large éventail, il va falloir procéder de façon méthodique afin de trouver un modèle qui soit compatible avec votre installation électrique, mais aussi avec votre voiture.

Le choix de votre borne se fera, d’abord, en fonction de la puissance maximale que peut délivrer votre installation électrique, notamment si vous disposez d’une installation monophasée ou triphasée. Côté véhicule, tous n’ont pas le même convertisseur AC/DC embarqué, et n’acceptent donc pas forcément la même puissance de recharge. Pour reprendre l’exemple de notre MG4, celle-ci dispose d’un convertisseur triphasé de 11 kW. D’autres modèles, comme la Renault Mégane en version Optimum Charge, bénéficient d’un chargeur de 22 kW triphasé qui permet d’atteindre des vitesses de recharge plus importantes. Pour tout savoir sur les capacités de recharge des voitures électriques du marché, vous pouvez jeter un œil chez nos confrères d’Automobile Propre.

 

 

Où et comment installer sa wallbox ?

La plupart des bornes de recharge du marché sont résistantes aux intempéries. Ainsi, il est virtuellement possible de les mettre à peu près partout. La meilleure solution consiste à la positionner là où vous avez l’habitude de garer votre véhicule. Il faut tout de même garder en tête que, sauf dans le cas d’un forfait d’installation global, éloigner la borne du tableau électrique risque d’augmenter le montant du devis.

Si vous êtes bricoleur, rien ne vous empêche d’installer vous-même votre borne de recharge, si celle-ci fait 3,7 kW de puissance maximum. Il faudra bien veiller à respecter la norme NFC 15-100 qui régit l’ensemble des règles à respecter pour la réalisation d’une installation électrique. Pour une puissance supérieure, l’intervention d’un électricien certifié IRVE est néanmoins obligatoire depuis le décret du 12 janvier 2017. Celui-ci devra, en effet, procéder à des modifications à même le compteur électrique.

Avant de se lancer, il est indispensable de s’assurer de la puissance disponible au niveau du compteur électrique. De manière plus générale, l’installation d’une borne de recharge peut induire des intensités de courant très élevées, ce qui augmente le risque de surchauffe ou d’incendie par rapport à une installation plus classique. C’est pourquoi, il est fortement conseillé de faire appel à un électricien qualifié pour toute installation d’un équipement de recharge.

Combien coûte l’installation d’une borne de recharge ?

Le prix d’une borne de recharge peut varier fortement en fonction de la puissance de celle-ci, mais également des travaux de préparation et d’électricité qui seront requis pour l’installation. Pour avoir une idée précise du prix auquel s’attendre, le plus simple est de faire réaliser un devis par un professionnel certifié. Pour être mis en contact avec des professionnels de votre région, vous pouvez vous rendre sur le site de nos confrères de Mister EV.

Quelles aides financières pour l’installation d’une borne de recharge ?

Il est, dans certains cas, possible de bénéficier d’aides de l’État pour l’installation d’une borne de recharge à domicile. D’abord, vous pouvez bénéficier d’un crédit d’impôt égal à 75 % du montant des dépenses engagées dans la limite de 300 euros par installation. Et si vous pouvez patienter un peu, ce crédit d’impôt va atteindre 500 euros par installation en 2024.

Si vous êtes locataire ou propriétaire d’un logement de plus de 2 ans, il est également possible de bénéficier de la TVA à taux réduit de 5,5 %. Pour cela, l’installation doit nécessairement avoir été réalisée par un professionnel qualifié IRVE.

Des alternatives plus abordables

Malgré les aides de l’État, l’installation d’une borne de recharge constitue un investissement conséquent qu’on ne peut pas toujours se permettre. Si vous êtes dans cette situation, sachez tout de même qu’il existe des alternatives intéressantes, en particulier les prises renforcées de type Green’Up que nous avons évoquées au début de l’article. Celles-ci ressemblent à des prises de jardin traditionnelles, mais ont la particularité d’avoir un circuit dédié à la recharge avec des connexions renforcées. Cela leur permet d’atteindre une puissance de l’ordre de 3,2 kW contre 2,3 kW pour une prise standard. Ce gain de puissance significatif permettra de faire baisser de plusieurs heures le temps de charge de votre voiture.

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Cette entreprise a mis au point une éolienne verticale avec un but bien précis : supprimer les générateurs diesel habituellement utilisés pour produire de l’électricité sur des sites isolés, aux conditions météorologiques difficiles. Capable de supporter des vents de plus de 200 km/h, l’éolienne pourrait participer, à sa manière, à la décarbonation dans certains cas très spécifiques.

Comment se débarrasser des générateurs fonctionnant au diesel, lorsque l’on souhaite avoir de l’électricité dans des zones reculées aux climats extrêmes ? On utilise généralement des panneaux photovoltaïques et de robustes éoliennes reliées à des batteries. En ce sens, la start-up islandaise IceWind a mis au point une éolienne qu’elle promet capable de résister aux conditions les plus extrêmes. Grâce à une conception unique, et l’usage de matériaux comme l’aluminium et la fibre de carbone, l’éolienne pourrait générer de l’électricité par des vents démarrant à 7,2 km/h et jusqu’à 210 km/h. Grâce à son axe vertical, elle produirait du courant peu importe la direction du vent. Pour réussir cette prouesse, elle dispose notamment de deux sortes de pales. Les pales intérieures, grâce à leur design spécifique, permettent un démarrage par très faible vent, mais également un freinage de l’éolienne quand le vent est trop violent.

Côté production, la puissance des différents modèles proposés varie de 100 à 600 W. Pour l’heure, l’entreprise se concentre principalement sur les tours de télécommunications en site isolé. Grâce à ce type d’éolienne, il serait ainsi possible de se débarrasser, sur ces sites reculés, des générateurs thermiques habituellement utilisés, et de toute la logistique qui y est associée. Jusqu’à maintenant, une vingtaine d’éoliennes de ce type ont été mises en service en Islande, et l’entreprise s’apprête à lancer une commercialisation à l’échelle internationale.

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Difficile de concurrencer les panneaux photovoltaïques pour un usage domestique

Pour autant, difficile de considérer cette éolienne comme une solution de choix pour un usage domestique. La startup a bien lancé, en 2020, un modèle destiné aux habitations et l’a commercialisée aux États-Unis. Mais celui-ci ne semble plus être disponible. Cela n’est pas très surprenant quand on sait que le tarif d’entrée de l’éolienne était de 3 200 $ pour une puissance maximale de 600 W. Dans ces conditions, difficile de privilégier l’éolien au photovoltaïque. Plus productives, les installations solaires sont également beaucoup moins chères, et leur tarif continue de baisser. À titre d’exemple, l’entreprise Dualsun a récemment lancé un kit solaire prêt à brancher au tarif de 680 euros pour une puissance crête de 420 Wc. Celui-ci permet également d’avoir un système de production d’énergie renouvelable, pour seulement 30 % du prix (ramené à la même puissance).

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