Pour agir efficacement sur notre empreinte carbone, encore faut-il savoir lesquelles de nos habitudes nous coûtent le plus cher en émissions de CO2. C’est ce que propose le calculateur MyCO2. Je l’ai testé.

Vous l’avez peut-être vu passer sur les réseaux sociaux. Une nouvelle vidéo de Mcfly et Carlito fait parler d’elle. « Lequel de nous deux pollue le plus ? » Les deux compères se posent la question. Pour arbitre, ils ont choisi le très médiatique polytechnicien Jean-Marc Jancovici. Cela fait désormais presque trois ans que Carbone 4, le cabinet de conseil dont il est le co-fondateur, a développé un calculateur d’empreinte carbone. Un temps, MyCO₂ était accessible par le biais de conférences publiques interactives. C’est à cette époque que j’ai testé l’outil. J’ai donc profité d’une introduction aux préoccupations liées au réchauffement climatique, puis d’une phase de diagnostic guidée et enfin, d’une phase au cours de laquelle la possibilité nous était donnée de quantifier l’impact des leviers de réductions de nos émissions actionnables dès maintenant.

Quelques questions pour calculer son empreinte carbone

Aujourd’hui, tout cela est devenu gratuitement accessible à tous en ligne. D’abord, le calcul de l’empreinte carbone personnelle. Comprenez, le calcul de l’ensemble des émissions nécessaires à vivre comme vous vivez. Le questionnaire se remplit en 15 minutes environ. Il est découpé en 5 grands postes : je me déplace, je mange, je me loge, j’achète et dépense publique — poste sur lequel nous n’avons que peu d’impact. La voiture avec laquelle vous vous déplacez. Dans quelles conditions vous vous en servez. Le logement que vous habitez. Vos modes et habitudes de chauffage. Vos préférences en matière d’alimentation. Et jusqu’à vos équipements électroniques, la qualité et la quantité de vos produits ménagers et la taille de votre dressing. Pour ceux qui veulent affiner le résultat, il est même possible de détailler un certain nombre de réponses.

Capture de notre simulation sur MyCO2.

Une empreinte carbone décortiquée

Le résultat, le chiffre brut de votre empreinte carbone. Autour de 8,9 tonnes d’équivalent CO₂ par an, me concernant. C’est moins que la moyenne française. D’ailleurs, pour aller plus loin dans l’analyse, un graphique compare les différents postes de votre empreinte carbone à ceux de l’empreinte moyenne d’un Français. De quoi visualiser rapidement le poste sur lequel vous pouvez vous améliorer. « Je me loge », me concernant. Et puis, MyCO₂ donne aussi le détail de vos émissions, sur un graphique toujours très parlant et qui permet d’identifier immédiatement celles de nos habitudes qui ont le plus de poids en la matière. Me concernant, et sans aucune surprise, le recours à une chaudière au fioul pour le chauffage d’une partie de notre logement. À peine derrière, des déplacements en voiture à essence.

Capture de notre simulation sur MyCO2.

S’engager à réduire ses émissions de CO₂

Une fois le diagnostic posé, il ne reste plus qu’à franchir le cap des engagements que vous souhaitez prendre pour réduire votre empreinte carbone. En repassant sur les questions qui ont servi au diagnostic et en modifiant les réponses, vous faites grimper la « jauge d’engagement ». Si vous parvenez à atteindre les 100 %, c’est que votre objectif de réduction de vos émissions — celui nécessaire à maintenir notre pays sur la voie des 2 °C de réchauffement — sera atteint. Me concernant, acheter des vêtements de seconde main permettrait déjà de remplir près d’un quart du contrat pour l’année. Et ce, sans engager de frais supplémentaires. Pour le remplacement de la chaudière au fioul — ou une meilleure isolation de ma maison — ou le passage à une voiture électrique — à la campagne, pas de transport en commun —, il faudra attendre l’accord de mon banquier…

Capture de notre simulation sur MyCo2.

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Une piscine consomme de l’énergie, c’est un fait. Équipements indispensables, comme la filtration, bien sûr. Mais également son chauffage si l’on recherche du confort ou si l’on veut étendre la période des baignades aux saisons fraîche. De quelle manière le Soleil peut-il nous aider à assurer ces besoins ?

Les besoins en énergie étant de manière générale dépendants de la taille de la piscine, nous allons avons besoin d’une référence. Nous allons considérer dans la suite une piscine de l’ordre de 30 m³, proche de la moyenne française. Voyons donc ce que peut nous apporter le soleil, tout d’abord en ce qui concerne les équipements, puis, enfin, pour le chauffage.

Les besoins liés aux équipements

Les équipements consommateurs d’électricité sont assez nombreux : pompe de filtration, robot nettoyeur, systèmes de régulation du pH, électrolyseur, volet roulant, éclairage, etc. Dans cet ensemble, c’est le pompage qui représente la plus grande part de la consommation. C’est ce poste que nous allons considérer dans notre estimation des besoins énergétiques.

Si l’on considère que la totalité du volume de la piscine est recyclé en 4 h, cela implique un besoin de pompage de l’ordre de 7,5 m³/h. Pour ce faire, la pompe devra avoir une puissance de l’ordre de 0,4 CV, soit environ 300 W. Si l’on considère une durée de pompage de 8 h par jour, cela représente un besoin de 2,4 kWh quotidiens. D’après l’outil PVGIS de l’Union européenne, une centrale photovoltaïque de 1 kWc dont les panneaux sont orientés au sud avec une inclinaison de 35° pourrait produire de l’ordre de 3,6 à 4,1 kWh par jour pendant les mois d’avril à septembre. Ainsi une centrale de 1 kWc devrait être suffisante pour assurer les besoins électriques des équipements sous la forme d’énergie solaire.

Les besoins liés au chauffage

Concernant le chauffage, les besoins en énergie vont dépendre de plusieurs paramètres, dont notamment la taille de la piscine, la température souhaitée pour l’eau, ainsi que de la localisation et des conditions climatiques. Plus la saison sera avancée, plus les besoins de chauffage seront grands. Envisageons dans un premier temps un chauffage électrique de la piscine, en installant des panneaux photovoltaïques couplés à une pompe à chaleur (PAC). Il faudra alors une PAC dont la puissance thermique est de l’ordre de 8 kW ; en considérant un COP de 5, cela représente une puissance électrique de 1,6 kW. Sa durée de fonctionnement quotidienne dépendra des conditions météorologiques et de la température souhaitée, de sorte qu’il est difficile d’estimer l’énergie qu’il sera nécessaire de lui fournir.

Nous admettrons qu’elle aura pour rôle de relever la température entre 1 et 2 °C chaque jour, ce qui correspond approximativement aux pertes d’une piscine raisonnablement isolée. En ce cas, une formule courante permet de calculer une durée de fonctionnement entre 4 et 8 h pour compenser cette baisse de température : temps de montée en température (heures) = [Volume (m3) x Différence de température (température souhaitée – température initiale) x 1.163] / Puissance restituée de la pompe (kW). Notez que son origine exacte n’a pas été retrouvée.

Cette durée de fonctionnement est compatible avec les horaires de la production solaire, il n’y aura donc pas nécessairement besoin de système de stockage pour l’alimenter sur une plus longue durée. En revanche, le besoin énergétique sera compris entre 6,4 et 13 kWh par jour. Pour totalement alimenter la pompe à chaleur en électricité solaire, il sera nécessaire de disposer d’une centrale photovoltaïque de l’ordre de l’ordre de 3 kWc.

Il pour être utile de prévoir un chauffage solaire thermique de la piscine. Il existe de nombreux équipements pour ce faire : bâches solaires, tapis solaires, ou alors des capteurs solaires thermiques. On estime qu’il faut en moyenne 0,3 m² de capteur par mètre-cube, soit, dans notre cas, environ 10 m² de panneaux. Cette installation ne consommera pas d’électricité, à l’exception d’éventuelles pompes de circulation, mais elle sera moins appropriée pour régler précisément la température de la piscine qu’une installation électrique.

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

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

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

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

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

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

Une baisse de 10 % qui touchera 60 % des clients

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

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

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

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Les prix négatifs se multiplient sur les marchés de gros de l’électricité, et ce n’est pas une bonne nouvelle : ils traduisent un problème d’adéquation de l’offre et de la demande. Pour réduire ces épisodes, et limiter le risque d’une multiplication à l’avenir, Réseau de transport d’électricité (RTE) nous montre que le régime d’obligation d’achat doit être remplacé par une généralisation du complément de rémunération.

Vous cherchez une source de données sur le réseau électrique français ? Les bilans électriques de RTE sont faits pour vous. Publiés chaque année, ils sont une mine d’information pour qui cherche à comprendre les grands chiffres, et les grandes tendances du paysage électrique français. C’est aussi l’occasion pour RTE de mettre en avant ses recommandations concernant la stabilité du réseau électrique et plus généralement les modalités de la transition énergétique.

Le bilan du premier semestre 2024 est de cette nature. On y apprend beaucoup de choses. Par exemple, on lit que la France a battu sur le semestre son record d’exportations nettes d’électricité, à hauteur de 43 TWh, quantité que RTE compare à la consommation annuelle d’un pays comme le Portugal. Cela semble une bonne nouvelle, donc, pour l’industrie énergétique française. Mais RTE propose également des informations qui lui permettent de motiver une généralisation du passage du régime d’obligation d’achat au régime de complément de rémunération. Penchons-nous sur ce sujet en détail.

L’influence des mécanismes de rémunération sur l’équilibre du réseau

Il existe aujourd’hui deux grands régimes permettant de rémunérer les moyens de production renouvelables non pilotables, comme les centrales solaires en toiture installées par les particuliers : l’obligation d’achat et le complément de rémunération. Dans le cadre de l’obligation d’achat, l’électricité renouvelable est achetée à un prix fixé par EDF OA ou par une entreprise locale de distribution (ELD), indépendamment du prix du marché, et indépendamment des besoins réels en électricité ; cela implique que cette électricité peut être produite même lorsque l’offre excède la demande, et notamment dans les situations où les prix du marché deviennent négatifs.

Le mécanisme de complément de rémunération a été introduit en 2015 par la loi de Transition Énergétique. Dans ce cadre, le producteur d’électricité renouvelable vend sa production sur les marchés, et ce, aux prix du marché. Cette vente est effectuée directement par le producteur ou par le biais d’un intermédiaire, appelé « agrégateur ». Ensuite, la différence par rapport à un tarif de référence, fixé par la filière, est ensuite versé par l’obligé au producteur.

Ces deux mécanismes agissent différemment sur la mise en production des capacités intermittentes, notamment lorsque les prix sont négatifs. Dans ces situations, en obligation d’achat, il n’y a pas d’incitation à réduire la production, tandis qu’en complément de rémunération, il y a une incitation à éviter les prix négatifs, et donc à ne pas produire lors de ces épisodes.

Pour une répartition plus équitable de l’effort de stabilisation du réseau

L’objectif du complément de rémunération est d’inciter les producteurs à adapter leur production à l’état du marché, et notamment à réduire leur production dès lors que les prix sont négatifs. RTE relève que le nombre d’heures à prix négatifs augmente avec le temps : 53 heures au 1ᵉʳ semestre 2023, contre 233 heures au 1ᵉʳ semestre 2024.

Ces épisodes de prix négatifs correspondent à la conjonction entre une consommation électrique faible, à une amélioration de la disponibilité du parc de production conventionnel (+ 19 TWh pour le nucléaire par rapport à 2023), et à une augmentation de la production renouvelable. Cette dernière n’est pas négligeable sur le semestre : +11,1 TWh pour l’hydraulique, + 0,8 TWh pour l’éolien et + 0,5 TWh pour le solaire, toujours par rapport à 2023.

RTE indique que la charge d’adaptation de la production à l’équilibre de l’offre et de la demande doit être supportée par tous les producteurs. Or les moyens renouvelables assureraient cette charge dans une moindre mesure. Pour montrer ce point, RTE utilise la notion de consommation résiduelle : il s’agit de la part de la production qui n’est pas couverte par les énergies renouvelables, et qui doit donc être couverte par les moyens conventionnels (nucléaire, thermique à flamme et hydraulique pilotable). Cette consommation varie quotidiennement en fonction de la consommation et des conditions environnementales qui gouvernent la production renouvelable.

L’amplitude quotidienne de la consommation résiduelle varie plus fortement en 2024 qu’en 2023. RTE cite notamment le cas de la différence de consommation résiduelle entre la pointe du matin et le creux de fin d’après-midi au cours d’un jour de printemps : elle est ainsi passée de 5,3 GW en moyenne en 2014 à 8,0 GW en 2023.

Les installations éoliennes et solaires sous obligation d’achat représentent environ 24 GW de puissance installée, par rapport à une capacité totale de 44 GW environ. RTE propose ainsi pour que les nouvelles installations soient développées sous le régime du complément de rémunération, et que les installations actuelles de grande taille actuellement sous le régime d’obligation d’achat soient également incitées à moduler leur production en fonction des besoins.

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Ça ressemble bien à une amende ! La Commission de régulation de l’énergie (CRE), qui veut en finir avec le déploiement des compteurs Linky, a décidé de hausser le ton, et compte facturer des frais supplémentaires à tout client refusant de s’équiper de ce compteur connecté. Voilà une annonce qui devrait faire des étincelles.

La CRE a décidé de serrer la vis auprès des rares abonnés qui refusent toujours les compteurs Linky. Une mesure, actée en 2022, mais dont l’application devrait avoir lieu à partir de l’été prochain, prévoit en effet de facturer des frais supplémentaires à toute personne n’étant pas équipée du compteur communicant « par choix délibéré ». La CRE parle de « frais de relevés résiduels » engendrés par le relevé manuel des compteurs. Dans les détails, cette facturation, dont le montant n’a pas encore été dévoilé, inclurait :

• Le coût du passage d’un technicien,
• Les dépenses liées aux contrôles des anciens compteurs,
• Les frais liés aux relances réalisées auprès des clients pour la transmission des index de consommation.

Derrière ces frais se cachent surtout une volonté de la CRE d’achever définitivement le déploiement des compteurs Linky. Si 94 % des foyers français en sont désormais équipés, il reste tout de même 2 millions de foyers non équipés. Or, les impossibilités techniques empêchant l’installation d’un compteur sont rarissimes.

Plus de 37 millions de compteurs déjà installés en France

Depuis 2015, le déploiement des compteurs Linky est inscrit dans la loi relative à la « transition énergétique pour la croissance verte », et fait suite à des directives européennes sur la question. L’objectif initial d’Enedis était d’équiper l’ensemble des foyers français à l’horizon 2021.

Outre la possibilité de relever automatiquement les consommations des utilisateurs, le Linky a l’avantage de mesurer également les puissances et volumes d’électricité produits par un foyer. Cette fonctionnalité est indispensable pour le développement de centrales de production d’énergie renouvelable à domicile, quelles que soient leurs tailles. Il devrait également permettre d’améliorer les connaissances à propos des flux d’électricité sur les réseaux de distribution, ce qui permettra d’en optimiser le fonctionnement. Enfin, les compteurs Linky devraient faciliter l’intégration des énergies renouvelables dans le réseau électrique, et permettre une gestion plus flexible du réseau électrique. Des expérimentations ont déjà eu lieu dans ce sens, dans le Puy-de-Dôme par exemple.

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Les pompes à chaleur air/eau produisent de l’eau chaude sanitaire toute l’année et de l’eau chaude destinée aux radiateurs en hiver. Exploitant la chaleur « gratuite » contenue dans l’air ambiant pour fonctionner, leurs performances devraient être remarquables en été. Qu’en est-il réellement ? Nous avons mesuré les consommations d’un modèle installé dans une maison individuelle du sud-est de la France.

Très économes en énergie, les pompes à chaleur (PAC) sont plébiscitées pour décarboner le chauffage et l’eau chaude sanitaire. En France, seules les pompes à chaleur air/eau (comprenez, qui transmettent la chaleur de l’air ambiant à un circuit d’eau) sont subventionnées, car elles ne sont pas réversibles. Elles servent uniquement à chauffer et ne peuvent pas être utilisées pour la climatisation. Ce type de pompe à chaleur est donc privilégié lors d’un remplacement de chaudière. Mais qui connaît la consommation réelle de ce mode de chauffage ?

2 900 euros de fioul chaque année

Pour le savoir, nous avons installé un compteur d’électricité sur l’alimentation d’une pompe à chaleur air/eau d’une puissance de 16 kW thermiques. Une machine récemment installée dans une maison de 150 m² bien isolée, située à 500 m d’altitude dans les Alpes-de-Haute-Provence. Cette PAC du fabricant français Atlantic, modèle Alfea Excellia HP Duo intégrant un ballon de 190 litres, remplace une chaudière au fioul d’une vingtaine d’années. Malgré son jeune âge relatif, la chaudière était bruyante et parfois malodorante selon les propriétaires. Mais ce sont les factures de fioul qui les ont principalement motivés à opter pour une pompe à chaleur : 2 900 euros pour la dernière année, pour une consommation moyenne quotidienne de 7 litres de ce combustible fossile.

L’opération leur a coûté 7 784 euros, pour un prix de départ TTC de 14 784 euros. Un joli rabais de 7 000 euros permis par le cumul d’une aide « Ma Prime Rénov’ » et d’une « prime CEE ». L’éco-prêt à taux zéro leur permet de régler le reliquat sur 15 ans, soit une quarantaine d’euros mensuels. Ainsi, passer du fioul à la pompe à chaleur n’a nécessité aucun investissement massif pour les propriétaires de cette maison. Une belle opération, puisque le montant réglé correspond à moins de trois années de factures de fioul. Mais qu’en est-il des factures d’électricité, qui ont nécessairement augmenté, les électrons se substituant au fioul ?

Facture finale du remplacement de la chaudière fioul par une pompe à chaleur fournie par les propriétaires.

Une consommation électrique particulièrement faible en été

En consultant le relevé de consommation de l’appareil, la réponse est cinglante. Dès les beaux jours arrivés, la surconsommation d’électricité devient peu significative. Le chauffage est coupé, et la pompe à chaleur ne sert quasiment plus qu’à produire de l’eau chaude sanitaire. De l’eau chauffée grâce aux calories de l’air ambiant, lui-même chaud à cette période de l’année. Avec, pour seul regret, que l’air froid soufflé par l’unité extérieure durant la production d’eau chaude, ne puisse pas être réutilisé pour climatiser le logement.

Ainsi, nous avons relevé seulement 98 kWh (25 euros, au tarif réglementé base) en avril 2024, 61 kWh (15 euros) en mai, et même 46 kWh (12 euros) en juillet. D’autant que les deux occupants n’ont pas quitté leur logement sur cette période, et ont invité famille et amis à plusieurs reprises. Sur le mois de juillet, la consommation moyenne quotidienne s’élève à seulement 1,49 kWh. Le pic de consommation absolu plafonne à 4,4 kWh, un jour de juin ou le logement est occupé par une dizaine de personnes, donc autant de douches. C’est peu, comparé à ce qu’un cumulus électrique traditionnel ou une chaudière au fioul consommerait pour fournir de l’eau chaude à deux personnes et leurs invités.

Nous constatons par ailleurs que la consommation de la PAC représente une faible part de la consommation totale d’électricité du logement. 16 % en avril, 12 % en mai, 9 % en juin, 8 % en juillet et 6,5 % en aout, alors qu’un ballon d’eau chaude électrique classique accapare généralement 40 à 60 % de la facture électrique.

Fonctionnement nocturne

Sans programmation particulière, la pompe à chaleur privilégie par défaut un fonctionnement nocturne. Elle démarre généralement entre 23 h et 1 h, générant un pic de puissance électrique bref, mais assez élevé, jusqu’à 6 kW certains jours, toujours en dehors des heures pleines. Une bonne chose, pour éviter de dépasser la puissance souscrite de son contrat d’électricité, mais également pour ménager le réseau électrique national. Cependant, un fonctionnement nocturne réduit les performances d’une pompe à chaleur, surtout l’hiver. L’air ambiant étant plus froid. L’impact d’un cycle de nuit sur le coefficient de performance (COP) en plein été est certainement peu significatif.

Si nous ne pouvons pas mesurer ce COP en temps réel, la fiche technique de l’appareil promet un COP maximal de 4,15 (à +7 °C pour des radiateurs basse température chauffés à 35 °C). Cela signifie que, pour 1 kWh d’électricité consommée, 4,15 kWh d’énergie thermique peuvent être générés, dans les meilleures conditions. Par ailleurs, le fabricant promet un fonctionnement jusqu’à -20 °C. Toutefois, à une température extérieure de -7 °C, le COP chute déjà à 1,85 pour une eau chauffée à 55 °C.

Faut-il faire confiance aux consommations relevées par la pompe à chaleur ?

À noter que les consommations que nous avons télérelevées sont issues d’un tore de mesure que nous avons placé sur la phase d’alimentation du tableau électrique dédié à la pompe à chaleur. En effet, Atlantic, le fabricant de la machine, avait expédié à notre demande une passerelle Wifi « Cozytouch », qui permet de piloter l’appareil à distance et de consulter ses consommations via l’application smartphone éponyme. Nous avions cependant noté des aberrations dans certaines valeurs affichées, comme une consommation faramineuse d’électricité (plus de 2 900 kWh sur un seul mois !) et une partie de la consommation imputée au chauffage en plein été (9 kWh chaque mois). Des ingénieurs de la marque nous ont ainsi expliqué que la consommation n’était pas relevée par un compteur intégré à l’appareil, mais simplement estimée par un algorithme à partir de la durée d’utilisation de la PAC. C’est un peu frustrant.

Toutefois, la consommation estivale attribuée au chauffage ne serait pas une erreur, mais correspondrait à une pompe qui assure la circulation de l’eau (non chauffée) dans les radiateurs, pour éviter sa stagnation.

Comparaison des interfaces de notre appareil de mesure (à gauche) et de l’application Cozytouch (à droite).

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Et si le Sundpad était LA solution pour obtenir facilement de l’eau chaude à partir du soleil ? Ce capteur solaire, présenté comme un chauffe-eau instantané solaire, peut difficilement fonctionner seul. Pourtant, accompagné d’un ballon d’eau chaude électrique traditionnel, il pourrait bien faire des merveilles.

Le chauffe-eau solaire constitue une solution idéale pour faire baisser sa facture énergétique. Mais son installation peut se révéler complexe, et nécessite un investissement financier important. Désireuse de faire évoluer le marché, la société GREENoneTEC a mis au point le Sunpad, un chauffe-eau instantané prêt-à-brancher aussi esthétique que facile à installer. Presque dépourvu d’électronique, il fonctionne sur le principe suivant : un capteur de 2,22 m de large pour 0,92 m de hauteur contient 150 litres d’eau « morte » qui monte en température sous l’action du soleil, sans jamais sortir du panneau. De l’eau froide issue du réseau domestique rentre alors dans le panneau via un échangeur de 18 mètres de long et d’une capacité de 9,2 litres. Au contact de l’eau morte, cette eau froide monte également en température avant de rejoindre le réseau d’eau chaude du logement. Selon le fabricant, le Sunpad affiche un rendement de 80 %, et a la capacité de fournir entre 300 et 350 litres d’eau par jour à une température de 45 °C.

Idéal en complément d’un chauffe-eau électrique traditionnel

S’il peut être utilisé comme chauffe-eau instantané, cette solution paraît peu adaptée aux climats français, car le ballon perd vite en température pendant la nuit. L’hiver, lorsque la température est trop basse, c’est une résistance électrique de 1 000 W qui vient prendre le relais et chauffer l’eau morte qui chauffe à son tour l’eau du réseau. Si cette solution protège le panneau, elle manque de pertinence pour chauffer l’eau en hiver.

Pour éviter ces inconvénients, ce panneau solaire révèle tout son potentiel lorsqu’il est utilisé pour préchauffer l’eau d’un ballon d’eau chaude électrique. Ainsi, la chaleur obtenue pendant la journée est stockée dans le ballon pendant la nuit, permettant d’avoir une eau parfaitement chaude au petit matin. Mieux encore, la mise en place d’un by-pass permettait de ne pas utiliser le ballon pendant les jours les plus froids de l’année, et ainsi éviter de refroidir l’eau à l’extérieur du logement quand le soleil n’est pas assez important pour faire chauffer le panneau.

Associé à ce type de montage, le Sunpad devient alors une solution idéale pour profiter de l’énergie solaire pour un investissement contenu, et permet de réaliser d’importantes économies. Affiché à un tarif proche des 2 000 euros, il est plus abordable et plus facile à installer que les installations d’eau chaude solaire classiques. Il faut toutefois réaliser ses propres calculs pour déterminer la pertinence économique du Sunpad. Son seul prix de vente représente en effet pas moins de 9 671 kWh d’électricité au tarif réglementé heures creuses actuel, soit près de 4 ans et demi de consommation d’un chauffe-eau classique de 150 litres.

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Incroyable mais vrai : le prix de l’électricité n’a pas augmenté ce 1ᵉʳ août 2024. Alors que l’on était habitué à une hausse quasi constante du Tarif réglementé de vente depuis 2018, celui-ci est resté à un tarif de 0,2516 €/kWh TTC. Cette bonne nouvelle devrait d’ailleurs en cacher une autre, puisque le gouvernement prévoit une baisse du prix de l’électricité pour février 2025.

Il y a quelques jours, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) préconisait une revalorisation annuelle du TURPE (Tarif d’utilisation du réseau public d’électricité) à hauteur de 1 % dès le 1ᵉʳ août 2024. Cette augmentation du TURPE devait toucher quelque 22 millions de foyers et entreprises au tarif réglementé, représentant une hausse de 10 à 40 € sur la facture annuelle des foyers. Finalement, le gouvernement démissionnaire a décidé de ne pas appliquer cette augmentation au 1ᵉʳ août, laissant ainsi le tarif de l’électricité inchangé pour la deuxième moitié de l’année. En réalité, le gouvernement espère que la baisse envisagée du Tarif réglementé de vente (TRV) pour février 2025 permettra de compenser la hausse de cette rente.

Une baisse de 15 % prévue pour février 2025

Si, pour le moment, rien n’est acté, la chute actuelle des prix de gros de l’électricité devrait engendrer une baisse notable de la part du coût de fourniture dans le TRV, et ainsi réduire le tarif malgré une augmentation des taxes. Selon le médiateur de l’énergie, de nombreux fournisseurs d’électricité proposent actuellement des offres nettement moins coûteuses que le TRV. Certaines promettent un rabais atteignant 28 % par rapport au TRV.

Si cette perspective devrait permettre d’éclaircir l’avenir pour les particuliers, la baisse pourrait toutefois être de courte durée. La fin de l’ARENH, prévue en décembre 2025, pourrait redistribuer les cartes. De plus, le TURPE pourrait connaître une hausse plus importante pour considérer les nombreux investissements que vont devoir réaliser RTE et Enedis pour moderniser le réseau de transport d’électricité.

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Alors que l’été bat son plein, qui ne rêve pas de piquer une tête pour se rafraîchir les idées, entre deux siestes, ou entre deux rendez-vous en télétravail ? Chez Révolution Énergétique, on a décidé de consacrer notre traditionnelle série de l’été pour vous aider à réaliser ce rêve. On vous donne toutes les astuces pour profiter des joies de la piscine de la meilleure des manières. 

En France, les piscines individuelles sont une véritable institution. L’hexagone est, en effet, le deuxième marché mondial juste derrière les États-Unis avec pas loin de 3,5 millions de bassins de plus de 10 mètres carrés. Pourtant, l’achat ou la construction d’une piscine n’est pas une décision à prendre à la légère. Elle constitue un investissement important, et est source de dépenses énergétiques conséquentes. C’est pourquoi, avant de se lancer, il est essentiel de se poser les bonnes questions avant de se retrouver avec une facture énergétique stratosphérique.

En moyenne, selon la fédération française de la piscine, un bassin engendre une consommation de 1 570 kWh annuels en chauffage, et 860 kWh annuels en filtration. Mais ces chiffres peuvent grandement varier en fonction de paramètres comme la taille du bassin, son éventuelle couverture, ou encore le mode constructif qui a été retenu. Aujourd’hui, nous faisons le point sur les trois principaux types de piscines qui existent, à savoir hors-sol, semi-enterré ou enterré, afin de déterminer lequel est le moins énergivore.

Profiter de l’inertie du sol

Commençons par les piscines hors-sol. Bien souvent, elles sont les moins onéreuses et les plus faciles à installer. Disponible dans toutes les tailles et toutes formes, elles ont l’avantage de ne nécessiter que peu ou pas de terrassement, et sont généralement démontables, ce qui permet de les stocker l’hiver. Pour les modèles les plus petits, la déclaration de travaux ne sera même pas nécessaire dans le cas où son utilisation ne dépasse pas les trois mois consécutifs. Si les petites chauffent plus rapidement grâce aux rayons du soleil, elles se refroidissent très vite au contact de l’air frais. Habituellement, elles sont équipées de systèmes de filtrations moins performants que les piscines enterrées ou semi-enterrées.

Passons d’ailleurs à ces dernières. Assez semblables, dans leur conception, aux piscines enterrées, les piscines semi-enterrées permettent de limiter les besoins en terrassement tout en étant un peu plus sécurisées pour les enfants ou les animaux, leur accès étant plus difficile (un système de sécurité supplémentaire reste indispensable). On a souvent recours à une piscine semi-enterrée quand la topologie du terrain le nécessite. Ce type de piscine peut, en effet, s’inscrire dans la pente d’un jardin.

Enfin, la piscine enterrée est le type de piscine qui nécessite le plus gros investissement, et les travaux les plus importants, notamment à cause du terrassement. Côté consommation d’énergie, ce type de piscine est souvent plus équipé que des modèles hors-sol, par exemple, avec des éclairages ou des systèmes de jets qui entraînent des postes de consommation énergétique supplémentaires. Pourtant, la piscine enterrée a un atout considérable : son eau étant au contact direct du sol, elle bénéficie de l’inertie de celui-ci, et est donc mieux isolée que des modèles hors-sols qui sont en contact direct avec l’air extérieur. On pourrait donc imaginer que cet avantage permette de réduire drastiquement les besoins en chauffage, et donc les besoins en énergie, faisant ainsi de ce type de piscine la plus intéressante en matière d’économies d’énergie.

La taille, le facteur déterminant

La réalité est pourtant différente. Comme on l’évoquait dans notre précédent article, les déperditions thermiques d’une piscine se font principalement à la surface de l’eau, ce qui rend le facteur isolation des côtés et du fond négligeable par rapport à la gestion de la surface de l’eau. Et ce n’est pas tout. Que l’on parle de chauffage ou de filtration, le volume de la piscine aura un impact direct sur la consommation d’énergie nécessaire pour chauffer et nettoyer la piscine en question. Il faut d’ailleurs garder à l’esprit que dans le cas d’une piscine enterrée, celle-ci nécessitera la mise en route régulière du système de filtration, même en hiver.

Pour résumer, la piscine idéale pour réaliser des économies peut être enterrée, semi-enterrée, voire hors-sol, mais elle doit surtout être… petite ! Si vous voulez principalement vous entraîner à la natation, préférez donc les formats de type « couloir de nage » relativement étroits. Si, en revanche, vous voulez vous rafraîchir en sirotant un verre, une piscine relativement petite de 4 mètres par 3 mètres pourra suffire pour accueillir famille et amis sans consommer d’énergie à outrance.

Tout n’est pas parfait pour les piscines hors-sol

S’il vaut mieux avoir une piscine la plus petite possible, cela ne signifie pas que la piscine hors-sol est LA solution. Malgré un prix très compétitif, ce type de piscine a plusieurs inconvénients importants, et en premier lieu leur durée de vie plus limitée que des piscines enterrées. Certes, il est possible de les stocker en hiver, mais cette opération risque de la fragiliser. Surtout, elle nécessite de jeter une très grande quantité d’eau, alors que lorsque le traitement est adapté, l’eau peut rester plusieurs années dans un même bassin, en ne bénéficiant que du renouvellement naturel engendré par la pluie et les intempéries.

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

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

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

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

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

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

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Le comité de direction des Jeux Olympiques de Paris 2024 l’a clamé haut et fort : ces jeux seront les moins carbonés de l’histoire. Pour rendre cet objectif réalisable, EDF et Enedis ont dû se retrousser les manches, et changer leur manière de gérer les grands évènements. Voilà ce qui a été mis en place. 

S’il paraît difficile de faire rimer « Jeux Olympiques » et « écologique », le comité d’organisation de ces Jeux 2024 a l’ambition forte de réduire de moitié le bilan carbone de l’événement en comparaison aux Jeux de Londres (2012) ou de Rio (2016). Au Royaume-Uni, l’événement avait engendré l’émission de 3,5 millions de tonnes de CO₂ ! À Paris, on a donc cherché à faire beaucoup plus sobre et approcher les 1,5 millions de tonnes de CO₂. Pour atteindre cet objectif ambitieux, EDF et Enedis ont travaillé main dans la main pour limiter drastiquement les émissions de CO₂ liées à l’utilisation d’énergie durant l’évènement. Au programme : énergies renouvelables, bornes électriques et surtout : absence de groupe électrogène.

À quelques jours du début des Jeux Olympiques de Paris 2024, nous vous proposons de revenir sur ce qu’EDF et Enedis ont mis en place pour limiter les émissions de l’évènement.

La chasse aux groupes électrogènes

Alimenter en électricité un évènement quel qu’il soit n’est pas une mince affaire et demande une puissance électrique importante, de manière ponctuelle. Pour gérer ce type de situation, les électriciens, en France ou ailleurs, ont l’habitude d’avoir recours à des groupes électrogènes qui permettent d’assurer une alimentation électrique stable et dimensionnée en fonction de l’évènement. Mais il y a un hic : ce type d’installation consomme énormément d’énergie fossile et, par conséquent, émet beaucoup de CO₂. À titre d’exemple, Enedis indique qu’en moyenne, il faut environ 4 000 litres de gasoil pour alimenter un stade lors d’un match de foot. Lors des JO de Londres, en 2012, ce sont près de 4 millions de litres de diesel qui avaient été utilisés durant la totalité de l’évènement.

Ainsi, réduire le bilan carbone de ces JO de Paris nécessite de se passer de groupes électrogènes. Pour y parvenir, Enedis a investi près de 100 millions d’euros pour moderniser et sécuriser les alimentations électriques de près de 42 sites de compétitions et 200 zones de célébration à travers Paris. Mais ce n’est pas tout, Enedis a également développé et positionné des bornes électriques événementielles. Ces installations, situées sous la chaussée peuvent être mises en service rapidement, et apportent une alimentation électrique fiable et sécurisée lors d’évènement. Six de ces bornes ont été implantées dans la capitale, en particulier place de la Concorde, au Trocadéro mais aussi au Champ de Mars.

Si EDF et Enedis ont décidé de prioriser le raccordement au réseau national pour l’alimentation des sites sportifs, certains sont trop éloignés pour que cela ne soit possible. C’est le cas de l’épreuve équestre de cross-country, qui aura lieu au cœur du parc du Château de Versailles. Pour cette épreuve, Enedis aura recours à un groupe électrogène zéro émission. Enfin, les groupes électrogènes traditionnels ne vont pas disparaître pour autant. Alimentés avec du biocarburant, ils ne devraient, en théorie, servir qu’en cas de panne de courant. Néanmoins, face à l’enjeu que représente l’alimentation électrique d’un tel événement, il n’est pas impossible que certains prestataires prennent l’initiative d’allumer les groupes par mesure de sécurité le jour d’épreuves importantes.

De l’électricité 100% renouvelable

Pour limiter les émissions de CO₂ de ces Jeux Olympiques, un parti pris clair avait été pris dès la première candidature de la capitale en 2015 : n’avoir recours qu’à des énergies renouvelables. À l’époque, la production électrique était envisagée sans le nucléaire, et les Jeux Olympiques devaient servir d’exemple. Presque 10 ans plus tard, les ambitions nationales en matière de décarbonation ont évolué, mais l’objectif d’utilisation d’énergie 100% renouvelable est resté.

Néanmoins, pour obtenir ce résultat, EDF a dû ruser. L’électricien français a mis en place un système lui permettant de certifier qu’une quantité d’énergie renouvelable 100% française équivalente à la consommation des Jeux Olympiques aura bien été injectée sur le réseau électrique français. Cette énergie sera produite dans 8 installations de production situées en France, à savoir :

• Éolien : Bois-des-Barthes (Haute-Loire)
• Éolien : Chemin-d’Ablis (Eure-et-Loir)
• Éolien : Côte-de-Jade (Vendée)
• Éolien : Fécamp (Seine-Maritime)
• Éolien : Salles-Curan (Aveyron)
• Éolien : Veulettes (Seine-Maritime)
• PV : Lazer (Hautes-Alpes)
• PV : Ottmarsheim (Haut-Rhin)

Pour certifier cette concomitance entre production d’électricité renouvelable, et consommation des Jeux Olympiques, l’électricien a recours à une blockchain dédiée au monde de l’énergie. Associée à un outil d’analyse spécifique, cette blockchain permet de tracer de manière incontestable les données de production de ces parcs et les données de consommation d’électricité liées aux Jeux Olympiques.

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La demande en électricité devrait fortement augmenter dans les années à venir, et les centres de données seront en partie responsables de cette hausse. Bien que les États-Unis dominent ce secteur florissant, l’Union européenne (UE) représente également une zone géographique attractive pour les exploitants. En termes de capacité du réseau, comment l’UE se prépare-t-elle à répondre à cette augmentation ?

Les datacenters, ces infrastructures informatiques essentielles au stockage de données via de puissants serveurs, sont au cœur de nombreuses industries à travers le monde. À l’heure actuelle, on dénombre environ 8 000 installations dans le monde, dont près de 16 % sont situées en Europe. Face à une demande croissante, le nombre de ces centres de données est prévu d’exploser dans les prochaines années. Si le marché est en pleine expansion, cette croissance a un prix : un coût énergétique élevé. En effet, les datacenters consomment une quantité colossale d’énergie, qui surpasse parfois celle de certains pays. Cette importante consommation s’explique principalement pour deux raisons : le fonctionnement continu des serveurs, 365 jours par an, et la nécessité de systèmes de climatisation pour éviter la surchauffe due à la chaleur qu’ils génèrent. Avec l’augmentation des installations prévues, notamment dans l’UE, il est essentiel de réfléchir à l’impact énergétique de ces infrastructures. Alors que le débat public se focalise souvent sur la production et la propreté de l’électricité alimentant ces centres, il est également intéressant de s’interroger sur la capacité du réseau européen à supporter cette charge croissante.

Des hausses prévues dans l’UE

En 2022, l’UE comptait environ 1240 centres de données actifs, selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Les principaux pays hébergeant ces installations incluent l’Allemagne, l’Irlande, la France et les Pays-Bas, avec des concentrations perçues dans les villes de Francfort, Dublin, Paris et Amsterdam. La consommation énergétique de ces centres s’élevait à 100 TWh en 2022, et l’AIE prévoit une augmentation significative de ce chiffre à plus de 150 TWh d’ici 2026, soit une hausse de 50 % en seulement quatre ans. Les centres de données, aux côtés des véhicules électriques et des pompes à chaleur, seront parmi les principaux contributeurs à l’augmentation de la demande en électricité.

D’ici 2030, certains experts estiment que la demande énergétique des datacenters pourrait doubler, un phénomène qui se refléterait également au niveau mondial. Au sein de l’UE, des pays comme la Suède et la Norvège anticipent une hausse particulièrement marquée de la demande liée aux datacenters. En Norvège, la consommation passera de 1 TWh à 6,7 TWh d’ici 2030, tandis qu’en Suède, elle augmentera de 3 TWh à 5,7 TWh. En ce qui concerne la France, la demande est prévue d’atteindre 28 TWh d’ici 2035, représentant environ 5 % de la consommation nationale, contre 2 % en 2020.

Les mesures prises par l’UE

Pour répondre à l’augmentation anticipée du nombre de centres de données, la Commission européenne a mis en place un règlement visant à réduire la consommation énergétique de ces installations. Dès cette année, les exploitants devront publier des indicateurs de performance pour leurs centres, avec une première échéance fixée au 15 septembre 2024. Cette mesure vise à améliorer la surveillance, le contrôle et l’analyse des données, facilitant ainsi la gestion de la demande croissante en électricité.

Par ailleurs, face à l’augmentation future de la demande, l’Europe doit renforcer ses réseaux électriques. En effet, 40 % des infrastructures actuelles ont plus de 40 ans. La Commission européenne a annoncé un plan d’améliorations pour préparer le réseau à supporter une charge plus importante, nécessitant un investissement de 584 milliards d’euros pour sa modernisation.

A l’échelle des pays, les efforts pour améliorer les réseaux varient d’un État membre à l’autre. En Irlande, par exemple, un moratoire sur le développement de nouveaux centres de données a été instauré en 2022 dans la région de Dublin. Toutefois, les sites ayant déjà reçu une approbation pourront continuer leurs opérations.

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

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

13 mesures proposées pour protéger les clients en électricité et gaz

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Une option tarifaire critiquée qui pourrait revenir au goût du jour

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Cela fait maintenant plus d’une semaine que le bassin du Centre aquatique olympique est en partie chauffé grâce à la chaleur fatale du centre de données Equinix situé à Saint-Denis, au nord de Paris. Le système de récupération de chaleur a été officiellement mis en service le 21 juin dernier. Il est désormais raccordé au réseau de chaleur du Smirec, et alimentera plus précisément le réseau de la ZAC Plaine Saulnier. C’est la première fois qu’un projet de ce type est réalisé en Île-de-France.

La chaleur fatale (ou chaleur résiduelle) est l’énergie thermique inévitablement perdue lors des processus industriels. Les centres de données ou data centers sont des sources importantes de chaleur fatale. Avec un système adapté, il est possible de récupérer et valoriser la chaleur générée par ces infrastructures. Selon l’Ademe, en 2020, le potentiel de chaleur fatale récupérable en France était estimé à 1 TWh. Avec la multiplication de ces installations numériques, ce chiffre devrait augmenter à près de 3,5 TWh, ce qui répondrait au besoin en chauffage d’environ 350 000 logements.

L’entreprise Equinix, spécialisée dans l’exploitation de centres de données, a décidé de valoriser la chaleur fatale produite par sa récente installation PA 10 située à Saint-Denis. Le principal bénéficiaire en est la zone d’aménagement concerté (ZAC) Plaine Saulnier, abritant l’emblématique Centre aquatique olympique (CAO), futur hôte des épreuves aquatiques des Jeux olympiques. Représentant un investissement de 5,7 millions d’euros, le projet est le fruit d’une collaboration entre la société Equinix, le fournisseur d’énergie Engie, le Syndicat mixte des réseaux d’énergie calorifique (Smirec), et la Métropole du Grand Paris, maître d’ouvrage du CAO.

Passer de 28° à 65 °C avec des pompes à chaleur

Dès sa conception, le data center PA 10 d’Equinix a été pensé pour pouvoir valoriser sa chaleur résiduelle. Pour rappel, cette énergie perdue résulte du refroidissement des serveurs qui tournent constamment à plein régime.

La chaleur en question (de l’air chaud) arrive d’abord dans les armoires d’Equinix avec une température de 28 °C. Elle est utilisée pour chauffer l’eau d’un premier circuit, qui est alors acheminée vers deux échangeurs de chaleur à plaques, chacun d’une puissance de 3,3 MW. Arrivé à ces échangeurs, le fluide transfère ses calories à un second circuit d’eau. L’eau ainsi réchauffée est dirigée vers une station d’élévation de température, notamment des containers maritimes abritant trois pompes à chaleur appartenant à Engie. Cette installation est destinée à augmenter la température du fluide à 65 °C avant son injection dans le réseau de chaleur du Smirec.

75 % d’énergies renouvelables et de récupération

Avant ce projet, le réseau de chaleur de la ZAC Plaine Saulnier fournissait déjà 64 % de chaleur décarbonée, principalement issue de la biomasse et de la géothermie. Grâce à la contribution de l’entreprise Equinix, le taux d’énergie thermique propre du réseau se voit désormais augmenter à 75 %. La chaleur valorisable du data center est estimée à environ 6,6 MW, fournissant près de 10,8 GWh par an. Pour mettre en perspective, cette énergie pourrait répondre au besoin en chauffage d’environ 1 500 logements.

Le CAO ne sera donc pas le seul bénéficiaire du projet. Plusieurs bâtiments (bureaux, commerces, etc.) équivalents à 1000 logements répartis sur 200 000 m² de la ZAC profiteront également de cette installation. Le partenariat avec Equinix s’étendra sur 15 ans, et prendra donc fin en 2039. Sur toute cette durée, l’entreprise s’est engagée à fournir un service sans interruption.

Sur le plan environnemental, le projet devrait permettre d’éviter l’émission de quelque 1 800 tonnes de CO2 chaque année. Cela s’aligne avec l’image de durabilité que le CAO souhaite projeter, étant lui-même un bâtiment bas-carbone construit avec des matériaux biosourcés. De plus, rappelons que le centre dispose d’une grande installation photovoltaïque de 5 000 m² sur son toit, constituant l’une des plus grandes fermes solaires urbains du pays. Le CAO se veut être un vrai modèle en termes de performances énergétiques.

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