Pour décarboner nos économies, nous allons avoir besoin d’électricité. De beaucoup d’électricité bas-carbone. Et, entre autres, d’une électricité nucléaire. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) confirme aujourd’hui que le secteur connait un renouveau.

Depuis plus de 50 ans, le nucléaire fournit de l’électricité et de la chaleur aux consommateurs de plusieurs pays. Et dans un monde où la demande en sources d’énergie bas-carbone est appelée à exploser, l’Agence internationale de l’énergie a décidé de se poser la question de la place de l’énergie nucléaire. Aujourd’hui, elle compte pour un peu moins de 10 % de la production d’énergie dans le monde. Mais elle reste la deuxième source d’électricité bas-carbone après l’hydroélectricité.

Vers un record de production d’électricité nucléaire

Dans un rapport intitulé « The Path to a New Era for Nuclear Energy », les experts de l’AIE notent d’abord que, même si quelques pays dans le monde ont fait le choix d’abandonner le nucléaire, la production mondiale augmente. Le résultat d’une relance au Japon, de la fin des travaux de maintenance en France, mais aussi de la mise en service de nouveaux réacteurs — portant leur nombre à presque 420 — en Chine, en Inde, en Corée et en Espagne. Pas moins de 63 réacteurs nucléaires sont actuellement en construction pour une puissance totale de 70 gigawatts (GW). La durée de vie de plus de 60 réacteurs a été prolongée. Et certains affichent désormais l’ambition de multiplier par trois la capacité mondiale d’ici 2050. En 2025, déjà, la production d’énergie nucléaire devrait atteindre un record historique.

Selon les experts de l’AIE, tout est réuni pour que l’énergie nucléaire entre dans une nouvelle ère de croissance. L’intérêt est au plus haut depuis les crises pétrolières des années 1970. Plus de 40 pays ont fait le choix de soutenir l’utilisation de cette énergie « qui apporte des avantages avérés en matière de sécurité énergétique ainsi que des réductions d’émissions, en complément des énergies renouvelables ». Et au cœur du changement, les experts voient les petits réacteurs modulaires, les fameux SMR — pour Small Modular Reactor.

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Les SMR au cœur du renouveau du nucléaire

Rien que si les politiques actuelles sont suivies, la puissance totale des SMR installés d’ici 2050 sera de 40 GW. Mais « le potentiel est bien plus grand ». Notamment parce que les centres de données pourraient bénéficier de leur électricité bas-carbone. Amazon, Google ou encore Meta ont déjà fait part de leur intérêt pour la technologie. Ainsi, il ne manquerait plus que des politiques de soutien claires et une réglementation simplifiée pour que la capacité totale des petits réacteurs modulaires attendue pour le milieu de ce siècle soit triplée. Dépassant les 120 GW répartis en un millier de SMR.

Si les coûts de construction de ces petits réacteurs modulaires pouvaient être ramenés à des niveaux comparables à ceux des réacteurs à grande échelle — soit environ 4 500 dollars par kilowatt d’ici 2040 en Europe —, l’AIE estime que leur nombre augmenterait encore de 60 % supplémentaires. L’Agence tablerait alors sur une puissance de 190 GW en 2050. Elle souligne que cette trajectoire est plus ambitieuse que les principales de celles que ses experts ont retenues. Mais moins ambitieuse que celle présentée par les développeurs de projets SMR. L’attrait pour ces petits réacteurs modulaires aurait par ailleurs pour effet de redistribuer vers l’Europe et les États-Unis notamment, un marché du réacteur nucléaire qui est aujourd’hui dominé par des technologies chinoises et russes.

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Le nucléaire, difficile à égaler

Pour dépasser la difficulté que pourrait poser l’insuffisance du financement public, l’AIE conseille au secteur de se standardiser afin de réduire les risques, le temps et le coût associés à la construction de chaque réacteur. De ce point de vue encore, les SMR ont leur épingle à tirer du jeu. Leurs coûts d’investissement devraient en effet pouvoir être ramenés — une fois de premiers projets établis et la technologie éprouvée — à des niveaux similaires à ceux des grands projets d’énergie renouvelable tels que l’éolien offshore et la grande hydroélectricité.

En conclusion, les experts de l’AIE soulignent que « l’énergie nucléaire n’est qu’une des nombreuses technologies nécessaires à l’échelle mondiale pour un avenir énergétique plus sûr et plus durable. Mais qu’il peut fournir des services à une échelle qui est difficile à reproduire avec d’autres technologies à faibles émissions. » Pour en profiter, les gouvernements devront adopter une approche globale, englobant des chaînes d’approvisionnement robustes et diversifiées, une main-d’œuvre qualifiée, un soutien à l’innovation, des mécanismes de réduction des risques pour les investissements ainsi qu’un soutien financier direct, et une réglementation efficace et transparente en matière de sûreté nucléaire, ainsi que des dispositions pour le démantèlement et la gestion des déchets. Il n’y a plus qu’à…

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Avec 89 térawattheures (TWh) d’exportation d’électricité vers nos voisins européens et 2,5 milliards euros d’investissement, le gestionnaire français du réseau d’électricité voit pourtant son chiffre d’affaires baisser.

Le gestionnaire du réseau électrique français, RTE, a présenté ses résultats annuels de 2024. Dans un contexte de retour à des niveaux de production d’électricité pré-crise et de stabilisation des prix de marché, l’entreprise affiche un chiffre d’affaires de 5,56 milliards d’euros, en recul de 9 % par rapport à 2023. Le résultat net s’élève à 171 millions d’euros, marquant un fort repli comparé à 2023 (417 M€) et 2022 (485 M€).

La production électrique française a atteint 536,5 TWh en 2024, des niveaux similaires à l’avant-crise des prix et du nucléaire. Cette dynamique a favorisé un solde exportateur jamais vu auparavant, de 89 TWh vers les pays voisins. Le prix spot moyen de l’électricité s’est établi autour de 60 €/MWh, stabilisé après les fortes fluctuations des années précédentes.

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Un chiffre d’affaires en baisse malgré une consommation en hausse

Les recettes d’accès au réseau – une sorte de péage — portées par une hausse de la consommation industrielle (+3 TWh) ont progressé de 4 %, atteignant 4,2 milliards d’euros. Toutefois, la baisse des écarts de prix entre la France et ses voisins a pesé sur les revenus des interconnexions, en recul de 770 millions d’euros. Les coûts d’exploitation sont restés élevés, notamment en raison du coût des réserves nécessaires au maintien de la fréquence et des achats d’électricité pour compenser les pertes sur le réseau. La consommation a, elle aussi, repris le chemin de la hausse après des années en berne.

RTE a poursuivi une politique d’investissement croissante chaque année, dépassant pour la première fois les 2,5 milliards d’euros (+508 millions d’euros en un an). Cette hausse de 37 % par rapport à 2023 s’inscrit dans une trajectoire de 100 milliards d’euros d’investissement à 2040 pour intégrer les énergies bas-carbone et poursuivre les projets d’interconnexion comme le Celtic Interconnector (avec l’Irlande) et golfe de Gascogne (France et Espagne en 2028).

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Hausse de l’endettement

L’augmentation des investissements s’est accompagnée d’une hausse de l’endettement net de 13 %, atteignant 11,75 milliards d’euros. Pour financer ses projets, RTE a levé 2,25 milliards d’euros sur les marchés obligataires, incluant une tranche verte de 750 millions d’euros dédiée aux raccordements d’énergies renouvelables.

Alors que 2024 marquait la fin de la période tarifaire TURPE 6 HTB (2021-2024), RTE a présenté en février 2025 les grandes orientations de son prochain schéma décennal de développement du réseau (SDDR). Ce plan vise à accélérer la transition énergétique, adapter le réseau aux évolutions climatiques et soutenir la réindustrialisation du pays.

Avec une évolution tarifaire validée par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) au 1er février 2025, RTE assure disposer des moyens nécessaires pour poursuivre la modernisation du réseau.

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Connaître ses consommations exactes d’eau, de gaz et d’électricité sans avoir à jongler parmi une multitude de compteurs et d’applications smartphone ? C’est possible grâce aux compteurs multi-énergies à placer dans le tableau électrique. Nous avons opté pour l’Ecocompteur de Legrand. Un appareil méconnu, mais pourtant très utile, que nous avons testé durant plusieurs mois.

Pour les geeks que nous sommes, pouvoir mesurer précisément les consommations d’eau, de gaz et d’électricité, à l’échelle du logement comme de l’appareil, est un vieux rêve. S’il fallait auparavant installer un compteur individuel pour chaque poste et le relever manuellement, il existe aujourd’hui des dispositifs complètement centralisés et connectés. Ainsi, un seul et unique appareil permet de mesurer et remonter toutes les informations au sein d’une application smartphone. Simple et pratique.

À l’origine du compteur, une réglementation énergétique

L’offre de compteurs multi-énergies destinée aux particuliers n’est pas pléthorique. Et celle-ci n’a pas émergé en réponse à un soudain appétit de la population pour le comptage, mais à une nécessité légale : la réglementation énergétique (RE2020). L’article 27 de cette réglementation impose aux logements neufs la présence d’un dispositif permettant de communiquer les consommations d’énergie à ses occupants.

Il peut s’agir d’estimations consultables à partir d’outils en ligne, qui relèvent les données des distributeurs de gaz et d’électricité. Moins cher, mais aussi moins précis. Les plus pointilleux préfèreront l’installation d’un compteur multi-canaux, qui mesure en permanence les consommations réelles d’eau, de gaz et d’électricité (conso totale du logement et par ligne).

S’il existe une grande variété de compteurs à lignes multiples pour l’électricité uniquement, ceux qui permettent de mesurer également l’eau (voire l’eau chaude) et le gaz sont moins courants. Trois modèles sont actuellement commercialisés : le module Schneider Wiser, l’afficheur Hager l’Ecocompteur de Legrand. Ce dernier étant le plus facile à se procurer et à utiliser selon les avis que nous avons consultés, nous avons choisi de le tester.

Un prix toujours trop élevé pour se démocratiser

Tous affichent des tarifs bien trop élevés. Nous avons acheté notre exemplaire 210 euros, mais le prix peut grimper jusqu’à 300 euros selon les modèles. Connaître ses consommations avec précision n’est hélas pas à la portée de tous. D’autant qu’il faut ajouter des tores vendus séparément (autour de 20 euros) ainsi que des câbles et compteurs ou capteurs impulsionnels (pour l’eau et le gaz). Comme leur nom l’indique, ces modules émettent une impulsion électrique pour chaque mètre-cube d’eau ou de gaz consommée, qui est détectée par l’Ecocompteur.

Notre logement ne consommant pas de gaz, nous n’avons pas eu à installer de capteur pour ce poste. Pour des raisons techniques, nous avons seulement pu installer un capteur d’impulsion sur l’arrivée générale d’eau. Acheté d’occasion sur Leboncoin, l’ensemble compteur et capteur impulsionnel nous a coûté « seulement » 60 euros, auxquels il a fallu ajouter 10 euros de câble (2 × 0,75 mm²) afin de le raccorder à l’Ecocompteur. Ce dernier fournit d’ailleurs la tension (30 V) nécessaire au fonctionnement du capteur d’impulsions.

Un compteur multi-canaux tentaculaire

Pour mieux comprendre les capacités de l’Ecocompteur Legrand, voici un diagramme qui présente toutes les connexions possibles.

En résumé, il est possible de mesurer les postes suivants :

• Eau froide
• Eau chaude (ou autre poste de consommation d’eau)
• Gaz (ou autre poste de consommation d’eau)
• Électricité (ligne 1)
• Électricité (ligne 2)
• Électricité (ligne 3)
• Électricité (ligne 4)
• Total électricité via ligne d’arrivée ou ligne 5
• Total électricité via ligne TIC connectée au compteur Linky (paramétré en historique uniquement)

L’Ecocompteur remonte l’ensemble de ces informations par Wifi ou câble Ethernet à l’application smartphone Home+Control, qui présente l’avantage d’être française. Cette dernière est très complète et assez facile à utiliser, même si elle comporte quelques petites étrangetés cosmétiques. À notre grand étonnement, l’application ne permet pas de consulter les puissances instantanées de chaque ligne, alors qu’il est possible de les consulter sur l’écran de l’Ecocompteur. Plutôt frustrant. L’on doit se contenter des consommations déclinées par jour/semaine/mois/année, heures pleines et heures creuses, en kilowattheures, mètres cubes, mais aussi en euros (si l’on a renseigné les prix et horaires des heures creuses dans l’application).

Installation et câblage de l’Ecocompteur Legrand

L’installation et le câblage de l’Ecocompteur sur un rail DIN dans le tableau électrique se fait sans grande difficulté. Legrand aurait toutefois pu concevoir son produit de façon à faciliter la tâche dans le cadre d’une rénovation. On regrette, par exemple, les tores à enfiler sur chaque ligne, ce qui nécessite de les débrancher de leur disjoncteur, alors qu’il existe des tores clipsables. De même, le bornier d’alimentation de l’Ecocompteur est très profond. Nous n’avions pas de tournevis assez long et fin pour cela, et avons dû démonter le capot afin de serrer les vis du bornier.

Autre petite déception : la relève de la consommation générale via la ligne TIC du compteur Linky (qui libère donc une cinquième ligne de comptage) ne peut se faire que si ce dernier est en mode historique. Cela peut être modifié en appelant son fournisseur d’électricité. Notre Linky étant en mode standard afin de pouvoir tester toutes sortes de compteurs avec une meilleure précision, nous n’avons pas pu bénéficier de cette fonctionnalité.

Relier les capteurs impulsionnels, une étape plus délicate

La partie la plus complexe concerne le capteur impulsionnel destiné à la relève de la consommation d’eau. Cela dépend bien sûr de chaque logement, mais dans notre situation, nous avons dû tirer une ligne longue de 30 mètres entre l’Ecocompteur et le compteur d’eau général. À noter que nous n’avons pas pu installer de capteur impulsionnel sur le compteur de notre fournisseur d’eau, déjà équipé d’une tête de télérelève incompatible avec l’Ecocompteur.

Pour éviter de fastidieuses et coûteuses démarches auprès de notre fournisseur, nous avons donc greffé un second compteur sur l’arrivée générale d’eau pour pouvoir y clipser un capteur impulsionnel. En achetant l’ensemble d’occasion, l’opération n’a pas coûté très cher. Cela a toutefois nécessité beaucoup de recherches afin de trouver les modèles adaptés à notre installation et compatibles avec l’Ecocompteur. Le marché est plutôt réservé aux professionnels et il n’est hélas pas aisé de se procurer le matériel adéquat à un prix abordable lorsqu’on est un particulier.

Paramétrage et utilisation de l’Ecocompteur Legrand

Une fois les câblages réalisés, il suffit de mettre l’Ecocompteur sous tension et de le paramétrer. À commencer par la connexion internet en Wifi ou Ethernet. Nous avons préféré la seconde après avoir testé la première. Notre box étant trop éloignée de l’Ecocompteur, la liaison s’interrompait régulièrement. Sur l’application smartphone Home+Control, toutes les étapes sont guidées et la connexion se fait aisément. Cette dernière permet de nommer les lignes facilement, même s’il est possible de le faire sur l’écran du compteur.

L’application offre aussi la possibilité de régler les entrées impulsionnelles (par défaut, une impulsion vaut 1 litre, mais l’on peut modifier ce ratio). Une fonctionnalité est particulièrement appréciée : l’envoi de notifications personnalisées, qui alertent si la puissance d’une ligne ou du total est supérieure à la valeur de son choix. Pratique pour éviter de dépasser sa puissance souscrite.

À noter que ceux qui souhaitent rester hors connexion peuvent tout à fait paramétrer et consulter les données de l’Ecocompteur grâce à la molette à droite de l’écran.

Notre avis sur l’Ecocompteur Legrand

Le compteur multi-canaux proposé par Legrand est un excellent outil pour relever précisément et consulter sans prise de tête l’ensemble de ses consommations d’électricité, de gaz et d’eau. S’il remplit parfaitement sa mission première, il reste un produit perfectible, particulièrement au regard de son prix élevé. Une version plus accessible aux particuliers serait bienvenue, notamment pour faciliter le comptage d’eau et de gaz au moyen de capteurs impulsionnels sans-fils. Consultez ci-dessous les points forts et les points faibles de l’Ecocompteur Legrand ⬇️

 

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Le top départ de la course à l’énergie propre a été donné il y a plusieurs années déjà maintenant. Mais des chercheurs pourraient bien avoir fait une découverte aujourd’hui qui nous donnerait une longueur d’avance. Des réserves d’hydrogène naturel semblent se cacher sous nos montagnes.

L’hydrogène. Il est considéré comme l’un des piliers de notre transition énergétique. Notamment parce qu’il pourrait contribuer à décarboner notre industrie et notre mobilité. À la condition, toutefois, que l’on s’appuie sur un hydrogène bas-carbone. Un hydrogène, donc, produit par électrolyse de l’eau dans des électrolyseurs alimentés par des énergies renouvelables ou de l’électricité nucléaire. Ou, espèrent les scientifiques depuis assez récemment, un hydrogène trouvé à l’état naturel sur notre Terre.

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Comme notre Terre produit de l’hydrogène

Depuis assez récemment, parce que jusqu’ici, les chercheurs ne pensaient pas qu’il existait suffisamment d’hydrogène naturel — celui qui a reçu le qualificatif d’hydrogène blanc — pour les applications que nous lui envisageons. Mais ils ont découvert qu’un certain nombre de processus géologiques peuvent en générer. Et aujourd’hui, une équipe du Helmholtz Centre for Geosciences (GFZ, Allemagne) publie des précisions importantes à ce sujet.

Pour comprendre, notons que les scientifiques estiment que le mécanisme le plus prometteur pour la production d’hydrogène naturel à grande échelle est un processus géologique qui implique les roches du manteau terrestre. En réagissant avec l’eau, ces roches peuvent former du H2 blanc par serpentinisation. Mais pour que ces roches soient mises en contact avec de l’eau, il faut qu’elles soient ramenées près de la surface. Et cela se produit lorsque les bassins océaniques s’ouvrent et donnent naissance à un rift. Mais aussi lorsque des montagnes se forment. Les plaques tectoniques continentales se rapprochent alors et entrent en collision, poussant les roches du manteau vers la surface.

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De l’hydrogène blanc plein les montagnes

Dans la revue Science Advances, les chercheurs du GFZ racontent comment leurs modélisations de pointe leur ont permis de déterminer que la production d’hydrogène peut être jusqu’à 20 fois supérieure dans les zones de formation de montagnes que dans les environnements de rifts. Et ce n’est pas tout. Ils expliquent aussi que les roches-réservoirs — les grès, par exemple —, qui permettent d’accumuler un hydrogène qui pourra être économiquement exploité, sont présentes dans les chaînes de montagne. Alors qu’elles semblent absentes des rifts.

La découverte appuie donc les efforts d’exploration déjà en cours dans les Pyrénées et dans les Alpes où des indices d’une production naturelle d’hydrogène ont été identifiés. « Nous sommes peut-être à un tournant de l’exploration de l’hydrogène naturel. Nous pourrions ainsi assister à la naissance d’une nouvelle industrie », avance Frank Zwaan, auteur principal de ces travaux.

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Selon une nouvelle analyse, en 2024, les ventes de pompes à chaleur ont chuté dans plusieurs pays d’Europe, dont la France. Le secteur subit un net ralentissement en raison de facteurs à la fois politiques et économiques.

L’Europe compte en grande partie sur les pompes à chaleur pour décarboner le secteur du chauffage. Soutenue par des politiques incitatives, cette technologie a franchi en 2017, le cap du million de ventes annuelles. Depuis, le marché a connu une croissance continue jusqu’en 2023, année où les ventes ont commencé à reculer. D’après un récent rapport de l’Association européenne des pompes à chaleur (EHPA), cette tendance s’est encore poursuivie en 2024.

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Des baisses presque partout, entrainant des pertes d’emplois

Selon l’EHPA, les ventes de pompes à chaleur ont chuté de 23 % en 2024, passant de 2,6 millions à 2 millions d’unités, un niveau comparable à celui de 2021. Cette analyse préliminaire couvre 13 pays européens, dont l’Autriche, la Belgique, le Danemark, la Finlande, la France, l’Allemagne, l’Italie, les Pays-Bas, la Norvège, le Portugal, la Pologne, la Suède et le Royaume-Uni.

Si la tendance est globalement à la baisse en Europe, le Royaume-Uni fait figure d’exception avec une hausse marquée. Les ventes y ont bondi de 60 244 à 98 448 unités, soit une progression de 63 %. À l’inverse, la Belgique et l’Allemagne enregistrent les plus fortes baisses, avec respectivement -51 % et -47 %. En France, les ventes ont reculé de 24 %, passant de 720 076 en 2023 à 546 907 en 2024. Le pays compte désormais 6,55 millions de pompes à chaleur installées, soit environ 21 appareils pour 100 foyers.

D’après l’association, ce ralentissement du marché a fortement affecté l’industrie. Plusieurs fabricants ont dû réduire leur production et ajuster leurs effectifs. Selon l’EHPA, 4 000 emplois ont déjà été supprimés et 6 000 autres affectés sur les 170 000 générés par la filière. Un coup d’autant plus dur pour le secteur qui s’est vu financer des milliards d’euros pour multiplier la production en 2022 et en 2023 afin de s’affranchir du gaz russe.

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Trois raisons derrière

Cette chute s’explique par trois facteurs principaux selon l’EHPA. Tout d’abord, la modification des aides gouvernementales a semé le doute chez les consommateurs. Seconde raison, le contexte économique difficile et la baisse du pouvoir d’achat freinent les investissements. Enfin, la baisse du prix du gaz incite de nombreux foyers à privilégier cette source d’énergie. En effet, les consommateurs se tournent de plus en plus vers le gaz, d’autant que les chaudières à gaz restent bien plus abordables que les pompes à chaleur, dont le coût peut être trois à quatre fois plus élevé.

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Considérée comme la plus grande centrale solaire à concentration du monde, au moment de sa construction, la centrale solaire d’Ivanpah, dans le désert de Mojave, va finalement être arrêtée. Principale cause :  un important manque de rentabilité. 

Elle devait fonctionner au moins jusqu’en 2039. La plus grande centrale solaire à concentration des États-Unis va voir deux de ses trois tours s’arrêter en 2026 après que l’entreprise Pacific Gas & Electric (PG&E) ait décidé de mettre fin à son contrat de rachat de l’électricité. La troisième tour est, elle aussi, sur la sellette. En effet, l’entreprise Southern California Edison, qui en rachète l’électricité, serait également en train de négocier la fin de son contrat.

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Un pari perdant

Pourtant, il y a maintenant 15 ans, le solaire à concentration était considéré comme l’une des clés de l’énergie décarbonée. Le projet d’Ivanpah, et ses trois centrales solaires thermodynamiques, devait en être l’incarnation, grâce à ses 173 500 miroirs héliostats, capables de focaliser l’énergie solaire sur des générateurs de vapeur.

Cependant, depuis son lancement, le projet a cumulé les problèmes, et n’a pas atteint le rendement espéré. Dès 2014, la quantité de gaz naturel nécessaire au maintien des chaudières par mauvais temps avait dû être revue à la hausse. En parallèle, la production escomptée de 1 million de MWh par an n’a jamais été atteint. Sur les 10 années d’exploitations, la production moyenne s’élève à 700 000 MWh/an.

D’un point de vue environnemental, la centrale solaire d’Ivanpah a également fait débat, car un grand nombre d’oiseaux sont brûlés vifs à cause de la concentration des rayons. Une étude a montré, en 2016, que 6 000 oiseaux étaient tués chaque année par la centrale.

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Le photovoltaïque a gagné la course de l’énergie solaire

Outre ces problèmes techniques et environnementaux, le projet était considéré comme onéreux à son lancement, mais les défenseurs de la technologie misaient sur une baisse des prix avec la démocratisation de la solution. Le gouvernement américain avait d’ailleurs décidé d’accorder un prêt garanti à hauteur de 1,6 milliard de dollars sur les 2,2 milliards de dollars du projet. La fin du contrat de rachat de l’électricité par PG&E aura un impact direct sur les clients de l’entreprise. Ces derniers paieront moins cher leur électricité.

15 ans plus tard, force est de constater que c’est le photovoltaïque qui a remporté la course à l’énergie solaire. La nouvelle plus grande centrale photovoltaïque du monde en est l’exemple parfait. Pour un investissement similaire de 1,96 milliard de dollars, la centrale devrait produire plus de 6 TWh/an. C’est presque 10 fois plus que la centrale d’Ivanpah. Ironie du sort, un projet de centrale photovoltaïque est déjà envisagé en lieu et place de la centrale à concentration, une fois que celle-ci sera démontée.

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Un inventeur français est parvenu, à la fin des années 1800, à dompter le soleil pour produire de l’énergie. Il s’en est fallu de peu pour que son invention marque à jamais l’histoire de l’énergie.

Le nom d’Augustin Mouchot ne vous dit peut-être rien. Mais il s’en est fallu de peu pour que cet inventeur français façonne le paysage énergétique d’aujourd’hui. Dès 1866, celui-ci s’intéresse à l’énergie solaire, et commence à développer des concentrateurs solaires. Ses inventions attirent même l’attention de Napoléon III, qui lui accorde une subvention pour poursuivre ses expérimentations. Ce travail culmine lors de l’Exposition universelle de 1878, à Paris, lors de laquelle il présente une machine solaire capable d’activer une pompe à eau.

Deux ans plus tard, comme l’explique le maître de conférence Frédéric Caille dans un récent article pour The Conversation, une Commission des appareils solaires est créée dans le cadre d’un projet de chemin de fer transsaharien. Celle-ci a pour objectif d’évaluer la potentielle utilisation de l’invention d’Augustin Mouchot et son associé Abel Pifre pour la recharge en eau des locomotives.

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Standardisation versus adaptation

Dans le cadre de ce projet, durant l’année 1881, de nombreux essais sont réalisés pour tester l’intérêt et les éventuelles limites de la machine à vapeur solaire d’Augustin Mouchot. La commission qui encadre ces essais entrevoit de nombreuses possibilités d’applications du concentrateur avec l’ajout d’une pompe ou d’un moteur rotatif, permettant la distillation d’alcool, la cuisson de nourriture, ou même le chauffage et la cuisson de matériaux. La commission évoque même la possibilité d’en faire une pile thermoélectrique.

À l’époque, le potentiel énergétique de cette solution paraît déjà vaste, et il n’aurait pas été surprenant de voir cette invention intégrer rapidement le paysage industriel pour répondre à des besoins spécifiques. D’ailleurs, le recours à cette technologie en plein cœur du Sahara fait sens, et aurait pu constituer la première étape d’un véritable développement industriel.

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Une invention terrassée par le charbon

Néanmoins, André Crova, un docteur en physique électrochimique qui a la charge de superviser les essais de la commission, ne voit pas les choses de cette manière. Durant les essais en question, André Crova s’acharne à tenter de calculer le rendement théorique de la chaudière expérimentale, pour en souligner les limites. Dans son rapport, paru en 1882, il préfère mettre en avant son opinion personnelle sur une potentielle application en France, en comparant cette solution au charbon.

Il faut reconnaître qu’à cette époque, le charbon avait su conquérir le monde grâce à sa grande disponibilité, sa constance et sa régularité. Mais, plusieurs limites des énergies fossiles étaient déjà mises en avant par certains scientifiques et économistes. L’économiste William Stanley Jevons soulignait dès 1865 que les ressources de charbon du Royaume-Uni n’étaient pas inépuisables, et que sa raréfaction allait notamment conduire à une hausse des coûts. En parallèle, la pollution de l’air et l’impact du charbon sur la santé commençait déjà à être documenté. Dans ce contexte, l’invention d’Augustin Mouchot aurait pu permettre de diversifier les modes de production d’énergie et offrir des alternatives décarbonées, à l’image d’Aristide Bergès, qui est parvenu à populariser l’énergie hydraulique sur la même période.

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Voilà une nouvelle qui vient du bout du monde, mais qui aura un impact sur notre Normandie. Au large des côtes japonaises, une entreprise vient d’immerger une hydrolienne de 1,1 MW. Ce prototype fonctionnel constitue une étape essentielle pour le développement de la ferme hydrolienne NH1, dont la mise en service est prévue pour 2028. 

Le turbinier britannique Proteus Marine Renewables vient d’immerger avec succès son prototype d’hydrolienne gravitaire AR1100, d’une puissance de 1,1 MW, dans le détroit de Naru, au Japon. Cette opération intervient seulement un an après la fin d’une campagne d’essais de 12 mois avec le prototype AR500, qui affichait une puissance de 500 kW. Pendant ces 12 mois d’essais, la turbine avait montré un remarquable taux de disponibilité de 97 %.

Désormais, les équipes de Proteus Marine Renewables espèrent pouvoir en faire autant avec ce nouveau prototype beaucoup plus puissant. L’AR1100 fonctionne sur le même principe que l’AR500. L’hydrolienne dispose d’une transmission qui transmet l’énergie mécanique du rotor vers un générateur à aimant permanent. L’électricité générée est transportée jusque sur la terre ferme grâce à un câble sous-marin, et devrait permettre d’alimenter l’archipel de Goto. Un mécanisme d’orientation à verrouillage hydraulique est actionné électriquement 4 fois par jour pour suivre le mouvement des marées.

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Cap sur les 3 MW

Cette nouvelle hydrolienne n’est pas la plus puissante de Proteus Marine Renewables. L’entreprise a, en effet, déjà mis en service 4 hydroliennes de 1,5 MW pour le projet écossais MeyGen. Celui-ci, mis en service en 2017, devrait afficher sur le long terme une puissance de 398 MW, et alimenter jusqu’à 175 000 foyers.

Toutefois, cette turbine AR1100 devrait jouer un grand rôle pour permettre le développement des turbines de 3 MW qui seront déployées, à partir de 2027, dans le Raz Blanchard, en Normandie. Proteus Marine Renewables a, en effet, la charge de fournir les turbines de la ferme NH1, portée par Normandie Hydroliennes. Cette ferme, d’une puissance totale de 12 MW, sera dotée de 4 hydroliennes AR3000. Elle devait fournir jusqu’à 33,9 GWh d’électricité par an. C’est l’équivalent de la consommation de 15 000 habitants. Pour mener à bien le projet, Normandie Hydroliennes a lancé, en septembre dernier, une campagne de financement participatif sur la plateforme Wiseed afin de récolter 1,5 million d’euros.

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Pendant des années, les fournisseurs alternatifs d’électricité ont proposé des tarifs plus attractifs qu’EDF, le fournisseur historique. Depuis 2025 et la baisse des tarifs réglementés de vente (TRV) de 15 %, l’offre d’EDF redevient compétitive.

Le recul des prix de l’électricité sur les marchés de gros est l’une des principales explications de l’écart entre les prix proposés par les fournisseurs alternatifs et les TRV d’EDF. Après une année 2022 marquée par une flambée des prix, le retour à la normale a été progressif. La remise en état du parc nucléaire français, une production hydroélectrique record en 2024 et une consommation en baisse ont contribué à la détente des marchés.

Les fournisseurs alternatifs, plus réactifs qu’EDF, car ses TRV sont indexés sur les tarifs des deux années précédentes, ont répercuté rapidement cette baisse sur leurs tarifs dès 2023 et 2024. Certains, comme Mint Énergie, ont même proposé des remises allant jusqu’à 30 % sur le prix du kilowattheure, grâce à des offres groupées. Mais cela semble terminé.

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EDF reste dans la course

Jusqu’à récemment, le tarif réglementé d’EDF servait d’amortisseur : il augmentait moins vite en période de crise, mais mettait aussi plus de temps à baisser. En 2025, ce retard a été rattrapé avec une diminution de 15 % appliquée le 1ᵉʳ février, portant la facture moyenne d’un foyer à 1 050 euros par an, contre 1 240 euros auparavant, indique la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Jusqu’à cette date, l’indexation du TRV comprenait l’année 2022, durant laquelle la production était en berne.

Ce repositionnement tarifaire a réduit les écarts avec la concurrence. Les fournisseurs comme TotalEnergies, Vattenfall, Alpiq, Ohm Energy ou encore Labellenergie, qui affichaient en 2024 de grandes réductions, proposent désormais des rabais bien plus modestes, souvent autour de 5 %. D’après François Carlier, délégué général de l’association de consommateurs CLCV interrogé par Le Monde, « nous nous retrouvons en 2025 avec un écart tarifaire classique entre EDF et ses concurrents ».

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Attention aux modifications brutales de prix sur les offres de marché

Autre élément à prendre en compte : la stabilité des tarifs. Certaines offres bon marché s’accompagnent de conditions contractuelles qui permettent aux fournisseurs de modifier les prix rapidement. Plusieurs acteurs comme Mint Énergie ou Ohm Énergie ont « écopé d’un carton rouge » du médiateur de l’énergie pour des hausses soudaines dépassant parfois 100 % lors de la crise énergétique.

Comme le rappelle la CLCV auprès du Monde, seule la moitié des foyers a intérêt à faire jouer la concurrence, notamment ceux qui suivent de près l’évolution de leur contrat. Pour éviter les mauvaises surprises, EDF propose aussi des offres de marché, parfois plus avantageuses que celles de ses rivaux.

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La Commission européenne a donné son feu vert à l’aide d’État belge en faveur des groupes énergétiques Engie et EDF pour prolonger de dix ans l’exploitation des réacteurs Doel 4 et Tihange 3.

Adoptée en 2003, la loi belge prévoit la fermeture progressive de l’ensemble du parc nucléaire du pays, qui compte sept réacteurs. Mais la guerre en Ukraine et la crise énergétique qui s’ensuivit ont bouleversé ces plans. Face à la dépendance accrue au gaz russe et à l’augmentation des prix de l’énergie, le gouvernement belge a négocié en 2023 un accord avec Engie et EDF pour prolonger Doel 4 et Tihange 3 jusqu’en 2035.

La Commission européenne, qui avait ouvert une enquête sur cette aide d’État afin d’éviter toute distorsion de concurrence, a finalement jugé jeudi 20 février 2025 ce soutien « nécessaire et approprié », tout en imposant des ajustements financiers limitant l’exposition de la Belgique aux coups d’arrêts imprévus. Le ministre belge de l’Énergie Mathieu Bihet a salué la décision, y voyant « une étape clé pour la sécurité d’approvisionnement et la souveraineté énergétique de la Belgique ».

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Le résultat net d’Engie porté par le nucléaire

Cette décision bénéficie directement à Engie, qui tire une part significative de ses revenus du nucléaire belge. En 2024, le groupe a enregistré un bénéfice opérationnel de 1,45 milliard d’euros provenant de cette activité, soit plus du double de l’année précédente. Une hausse principalement due à la suppression de la taxe sur les surprofits instaurée mi-2023.

Pourtant, Engie ne considère pas l’énergie nucléaire comme faisant partie de sa stratégie à long terme et a réitéré son opposition à de nouvelles prolongations. Sans les revenus du nucléaire, le bénéfice net total d’Engie aurait diminué, alors qu’il atteint aujourd’hui 4,1 milliards d’euros. Ses activités non nucléaires ont vu leur rentabilité chuter, notamment en raison de la baisse des prix du gaz et de la réduction de l’utilisation des centrales thermiques en Europe.

L’aval de la Commission européenne intervient alors qu’un changement de cap s’opère à Bruxelles. Depuis son arrivée au pouvoir le 3 février, la nouvelle coalition dirigée par le flamand Bart De Wever envisage d’aller plus loin que la simple prolongation de Doel 4 et Tihange 3. Son programme, qui inclut la « création de nouvelles capacités », porterait aussi sur 4 GW, soit l’objectif de 8 GW au total, a précisé le ministre de l’Énergie Mathieu Bihet. Toutefois, ces ambitions devront passer par un vote au Parlement, car la sortie du nucléaire est prévue dans une loi de 2003.

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Le déploiement du photovoltaïque et de l’éolien ne cesse d’accélérer, bien aidé par les ambitions décarbonées de la Chine, premier consommateur d’énergie au monde.

Selon une étude menée par la Société internationale d’énergie solaire (ISES), la progression des énergies éoliennes et solaires continue à un rythme effréné, dépassant largement toute autre forme d’énergie. La capacité des éoliennes installées en 2024 est ainsi 25 fois supérieure à la puissance nette installée pour le nucléaire. Mais la différence est encore plus flagrante pour le photovoltaïque. Sur l’année 2024, on compte 100 fois plus de nouvelles capacités de production d’énergie solaire que de nouvelle capacité de production d’énergie nucléaire.

Malgré cette hausse spectaculaire, la production d’électricité issue des centrales photovoltaïques reste inférieure au nucléaire et à l’hydroélectricité avec 1 631 TWh sur l’année 2023 contre 2 686 TWh pour le nucléaire et 4 210 TWh pour l’hydroélectricité. L’éolien est mieux placé, et se rapproche de la production nucléaire avec 2 304 TWh.

En parallèle, les moyens de production d’électricité issus du gaz et du charbon sont stables depuis 2021. Il est ainsi possible que le pic de capacité de production à partir de ces énergies ait déjà été dépassé.

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Utiliser toutes les forces en présence pour réussir la décarbonation

Si nucléaire et renouvelables sont loin d’être incompatibles, l’inertie industrielle du nucléaire pose problème face à l’urgence de la décarbonation. Pour cette raison, le déploiement massif de l’éolien et surtout du photovoltaïque, avec des moyens de stockage associés, constitue la meilleure solution pour stabiliser, puis diminuer les émissions de CO2. Pendant un temps délaissée, l’énergie nucléaire pourrait, dans les années à venir, devenir un atout supplémentaire pour décarboner l’usage d’énergie à l’échelle mondiale.

La Chine, qui représentait 26 % de la consommation énergétique mondiale en 2022, a choisi de ne faire aucun compromis sur les énergies décarbonées, et de compter à la fois sur l’éolien, le photovoltaïque et le nucléaire. En 2024, la moitié des nouvelles installations d’énergies renouvelables ont eu lieu en Chine. Toujours en 2024, 25 des 59 réacteurs nucléaires en cours de construction dans le monde étaient chinois.

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En 2023, la France a consacré 2,7 milliards d’euros à la recherche et développement (R&D) dans le secteur de l’énergie, soit une hausse de 28 % en euros constants par rapport à 2022​.

L’augmentation de 28 % des dépenses de R&D dans le secteur de l’énergie s’inscrit dans une dynamique de progression constante depuis quatre ans. Près de la moitié des financements (45 %) ont été alloués au nucléaire, représentant 1,23 milliard d’euros, un niveau de financement record​. Cette hausse s’explique en partie par le soutien au développement des petits réacteurs modulaires (SMR), en particulier via le projet Nuward d’EDF qui vise une nouvelle génération de réacteurs. La fission nucléaire capte 88 % de ces investissements, avec une forte progression (+66 %), tandis que la fusion connaît un léger recul​.

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L’hydrogène et les batteries, des secteurs en plein essor

Avec 567 millions d’euros investis (+25 %), l’hydrogène et les piles à combustible représentent le deuxième poste de dépenses de la R&D énergétique​. Ces financements sont principalement dirigés vers le développement de technologies de production et de stockage d’hydrogène bas-carbone. Des projets européens d’intérêt commun (PIIEC) européens soutiennent cette dynamique, notamment ceux de Renault (HYVIA), depuis placée en liquidation judiciaire, et Alstom, visant la production de véhicules et d’équipements fonctionnant à l’hydrogène​.

Les batteries et le stockage d’énergie connaissent également une progression, portée par la filière des véhicules électriques. L’entreprise française Verkor en est un exemple. Les financements alloués à l’efficacité énergétique atteignent 422 millions d’euros en 2023, en hausse de 60 % par rapport à 2022​. Le secteur des transports capte l’essentiel de cette enveloppe (316 millions d’euros), notamment pour soutenir les innovations dans la mobilité électrique et les infrastructures associées.

L’industrie (42 millions d’euros) et le bâtiment (34 millions d’euros) bénéficient aussi de cette dynamique, visant à optimiser la consommation d’énergie et réduire l’empreinte carbone des infrastructures existantes​.

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Baisse des énergies fossiles et stagnation des renouvelables

Les investissements dans la R&D sur les énergies fossiles poursuivent leur déclin (-17 %), s’établissant à 53 millions d’euros en 2023, soit 2 % du total des financements​. En revanche, la R&D dans les énergies renouvelables recule légèrement (-8 %), atteignant 183 millions d’euros​. La biomasse (55 millions d’euros) enregistre la baisse la plus significative, tandis que le solaire (78 millions d’euros) et l’éolien (18 millions d’euros) restent relativement stables.

Avec plus de 3 milliards d’euros investis en incluant les démonstrateurs, la France se classe en tête des pays du G7 en proportion de PIB consacré à la R&D énergétique​. Elle devance ainsi le Japon et le Canada, qui affichent également une progression de leurs investissements.

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La course au rendement, en matière d’énergie photovoltaïque, est loin d’être terminée. De nombreux laboratoires dans le monde préparent l’après silicium, et le CEA en fait partie. Celui-ci vient de battre un record en ayant recours à un matériau prometteur : la pérovskite.

Le Commissariat à l’énergie atomique (CEA) ne s’occupe pas que du nucléaire ! Associé à 3SUN, le CEA vient d’annoncer avoir fabriqué une cellule photovoltaïque dont le rendement a atteint 30,8 %. Pour atteindre ce rendement record, le laboratoire a mis au point une cellule dite « tandem », composée à la fois de silicium et de pérovskite.

Si le silicium est présent dans toutes les cellules photovoltaïques actuelles, la pérovskite est de plus en plus plébiscitée, notamment pour sa capacité à mieux absorber les photons de forte énergie. Si ce record est une belle avancée, les équipes du CEA et de 3SUN ont encore du pain sur la planche. Elles doivent, en effet, travailler à obtenir ce rendement sur une cellule de plus grande surface que le prototype de 9 cm². En outre, elles doivent améliorer la durabilité de ce type de cellule. Pour l’heure, la durée de vie des cellules aux pérovskites pose problème, car ce matériau est très sensible à l’humidité, à l’oxygène et à la chaleur.

La pérovskite, futur remplaçant du silicium dans les panneaux solaires ?

Malgré cette contrainte, la pérovskite suscite de nombreux espoirs. Ce matériau permettrait d’atteindre un rendement théorique supérieur à 40 %, contre 20 à 26 % pour les cellules actuelles au silicium. En parallèle, ce matériau est moins coûteux que le silicium, et la fabrication de panneaux solaires de ce type serait moins gourmande en énergie.

À l’origine, la pérovskite est un minéral que l’on retrouve en quantités relativement abondantes sur Terre. Il peut être synthétisé à partir d’éléments comme le plomb, l’étain et l’halogène. C’est cette pérovskite synthétique qui est utilisé pour la production de cellules photovoltaïques, car il a la particularité de très bien absorber la lumière. Outre l’amélioration des performances et de la durée de vie de ce type de cellules, les chercheurs travaillent à fabriquer de la pérovskite sans plomb, pour en limiter l’impact environnemental et les éventuels dangers pour la santé.

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Contrer le monopole chinois dans l’industrie photovoltaïque

Le CEA n’est pas le seul à travailler sur des cellules photovoltaïques à base de pérovskite. En fait, on assiste à une course à l’industrialisation, et l’enjeu est important. Cette technologie aurait le potentiel de redistribuer les cartes du marché international du photovoltaïque. Le pays qui parviendra à maîtriser cette technologie en premier pourrait enfin faire concurrence à la Chine, qui domine le secteur de la tête et des épaules.

Parmi les pays les plus ambitieux sur la question, on peut citer le Japon. Le gouvernement japonais vient, en effet, d’annoncer 1,5 milliard de dollars d’investissement pour développer cette technologie. Le pays recourir à cette technologie pour produire des cellules photovoltaïques ultrafines et flexibles dans les plus brefs délais.

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La mer de glace fond de plus en plus vite à mesure que le changement climatique s’accélère. EDF, qui turbine l’eau de fonte du glacier de Chamonix, doit adapter ses captages à cause des sédiments de la fonte.

À Chamonix-Mont-Blanc, la Mer de Glace, plus grand glacier français, ne cesse de reculer. Depuis 1995, elle a perdu environ un kilomètre, un symbole alarmant du réchauffement climatique​. Pourtant, sous cette étendue de glace en sursis, une centrale hydroélectrique unique en son genre continue de fonctionner, exploitant l’eau issue de la fonte du glacier pour produire de l’électricité.

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Une centrale sous-glaciaire menacée

Depuis les années 1970, EDF exploite un captage souterrain sous la Mer de Glace. L’eau de fonte s’engouffre dans un réseau de galeries souterraines, descend à 1 075 mètres d’altitude et alimente la centrale des Bois, qui produit chaque année l’équivalent de la consommation domestique d’une ville de 50 000 habitants​. Mais la fonte rapide du glacier entraîne une accumulation croissante de roches et de débris qui menacent de bloquer le captage actuel​.

« Nous avons une incertitude sur le moment où le captage se bouchera », explique Guillaume Marchal, chef du projet de reconfiguration des captages, à nos confrères des Échos. Initialement prévu pour 2030, ce scénario est désormais avancé à 2025​. Pour éviter une interruption de production, EDF a réhabilité un ancien captage à 1 520 mètres d’altitude, transformé en captage de surface protégé par des grilles​.

L’adaptation de l’installation représente un défi logistique et financier. Les travaux ont nécessité le creusement de nouvelles galeries et l’installation de dispositifs de filtration pour préserver les équipements de l’usure accélérée provoquée par les sédiments charriés par l’eau​. Ce chantier, d’un coût de trois millions d’euros, doit permettre une transition vers le nouveau captage sans interruption de la production​.

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La mer de glace devrait exister au moins jusqu’en 2100

La Mer de Glace, longue de sept kilomètres et épaisse de 200 mètres, demeure imposante, mais son avenir est incertain. Selon le Groupe intergouvernemental d’experts sur l’évolution du climat (GIEC), même dans les scénarios les plus pessimistes, elle sera encore en glace jusqu’en 2100​. Pourtant, la diminution de son épaisseur et la hausse des températures accélèrent un processus qui pourrait bouleverser le paysage alpin dans les décennies à venir.

Chaque année, des milliers de skieurs et randonneurs foulent la Mer de Glace, souvent inconscients de l’infrastructure cachée sous leurs pieds et des enjeux qu’elle incarne. Elle est à la fois un témoin du changement climatique et un acteur de la transition énergétique, qui illustre le besoin d’adapter notre production d’énergie au changement climatique.

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En Allemagne, une batterie de stockage d’électricité aurait entraîné l’explosion d’une maison. Si ce phénomène reste très rare, l’entreprise en charge de l’installation a d’ores et déjà pris des mesures pour qu’un tel événement ne se reproduise pas. 

Les images sont impressionnantes. Dans la ville de Schönberg, au nord de l’Allemagne, l’un des murs d’une maison a été littéralement soufflé par une explosion. Heureusement, cette maison témoin était vide au moment de l’incident, qui n’a causé ni mort, ni blessé. Selon les premiers éléments des pompiers, le bâtiment ne possédait pas d’alimentation gaz, et c’est la batterie résidentielle qui serait la cause de l’explosion. ViebrockHaus, le constructeur de cette maison témoin, s’est fait une spécialité d’équiper ses maisons de systèmes solaires comprenant des panneaux photovoltaïques en toiture, et des batteries résidentielles pour optimiser la réutilisation de l’électricité produite. C’est cet équipement qui aurait explosé.

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Les batteries LG, souvent mises en cause

Il semblerait que la batterie utilisée par Viebrockhaus, dans la maison témoin, était de marque LG. Selon le site d’information NDR.de, le constructeur de maison individuelle aurait d’ores et déjà pris des mesures de sécurité en éteignant toutes les batteries équipées du même numéro de série, et en bridant le fonctionnement de toutes les batteries LG.

D’ailleurs, ce n’est pas la première fois qu’un système de stockage du fabricant LG est mis en cause. Il y a quelques semaines, une autre batterie LG de 6 kWh a causé l’incendie d’une maison à Werne. Par le passé, LG Energy Solution a reconnu des défauts de fabrication, notamment d’un problème de séparation des électrodes pouvant causer des courts-circuits. Plusieurs campagnes de rappel ont eu lieu, notamment au moment de la construction de la maison témoin de Schönberg, entre 2020 et 2021.

Rappelons tout de même que les incendies liés à des batteries de stockage restent rarissimes. Selon une étude allemande, parue en octobre 2024, le risque d’incendie lié à une installation de stockage d’énergie reste extrêmement faible, avec une probabilité de 0,0049 % C’est 50 fois plus faible que la probabilité de subir un incendie domestique « classique ».

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EDF est au-devant de défis colossaux pour les prochaines années. Mais les résultats exceptionnels de 2024 laissent penser que l’électricien parvient progressivement à remonter la pente, après des années particulièrement difficiles.

Luc Rémont a dû pousser un « ouf » de soulagement, en lisant le bilan comptable d’EDF, pour cette année 2024. Grâce à la forme exceptionnelle de son parc nucléaire, à une excellente production hydroélectrique et des énergies renouvelables toujours en hausse, EDF est parvenu à produire 520 TWh d’électricité sur l’année. En termes de production d’électricité, tous les voyants sont au vert, avec :

• 41,3 TWh de hausse pour le nucléaire,
• 21,7 TWh de hausse pour l’hydroélectricité,
• 6,7 % de sa production d’origine solaire et éolienne.

En parallèle, EDF peut se vanter de fournir au pays l’une des électricités les moins carbonées au monde, avec une intensité carbone de 30 gCO2/kWh, en baisse de 19 % par rapport à 2023.

L’année 2024 a été marquée par des prix de marché de l’électricité nettement en baisse. Cette évolution de prix a engendré une réduction du chiffre d’affaires d’EDF de 15,7 %. Ce chiffre d’affaires n’a donc atteint « que » 118,7 milliards d’euros. Pourtant, cela n’a pas empêché l’électricien français de consolider un bénéfice net de 11,4 milliards d’euros, soit 1,4 milliard d’euros de plus que l’année dernière.

Ces chiffres devraient faire les affaires du Premier ministre François Bayrou, puisque EDF va devoir verser pas loin de 2 milliards d’euros de dividendes à son unique actionnaire : l’État. D’ailleurs, EDF ne devrait pas non plus échapper à une récente hausse des impôts qui touche toutes les entreprises françaises dont les bénéfices dépassent les 3 milliards d’euros de chiffres d’affaires. Cette hausse d’impôt devrait rapporter à l’État 480 millions d’euros supplémentaires.

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Tout n’est pas gagné pour autant

Malgré ces résultats encourageants, pour la deuxième année consécutive, tout reste encore à faire pour EDF. De nombreux défis attendent l’électricien, à commencer par les arrêts de tranche de nombreux réacteurs du parc nucléaire, et par la première visite de Flamanville en 2026. L’arrêt de l’EPR permettra d’ailleurs d’en remplacer le couvercle de cuve.

Pour préparer l’avenir, les équipes d’EDF sont lancées dans un véritable contre-la-montre pour établir le budget des futurs EPR2, car le temps presse. Si le detailed design a été validé, la décision finale d’investissement devrait être prise durant le second semestre 2026, pour la pose de la première pierre dès 2027.

Enfin, la fin du dispositif de l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) est prévue pour le 31 décembre 2025. Le mécanisme de remplacement, qui n’a pas encore été fixé, aura un impact très important sur les revenus d’EDF. Pour maintenir une situation financière acceptable, Luc Rémont a récemment déclaré vouloir trouver de nouveaux consommateurs d’électricité à hauteur de 150 TWh d’ici 2035.

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Dans le marché de l’autoconsommation en plein essor, certains acteurs du solaire prospèrent tandis que d’autres vacillent, et finissent par tomber. C’est le cas d’Oscaro Power, dont l’aventure s’achève (déjà) avec une liquidation judiciaire prononcée fin janvier.

La société spécialisée dans la vente de kits solaires, Oscaro Power, aura tenu près de quatre ans sur le marché. Malgré des débuts prometteurs en 2021, elle a été mise en liquidation judiciaire le 31 janvier dernier. Depuis plusieurs mois, cette issue planait autour de l’entreprise alors qu’elle devenait incapable d’honorer les commandes et de rembourser ses clients, qui se retrouvent désormais dans l’incertitude la plus totale.

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Des problèmes logistiques et matériels ?

La situation résulte clairement des difficultés à la fois financières et opérationnelles subies par l’entreprise. Cependant, l’année dernière, le fondateur Pierre-Noël Luiggi avait fourni d’autres explications pour justifier les retards dans les livraisons et les remboursements. Il avait notamment pointé un souci dans la mise en place d’une nouvelle chaîne logistique, problème qui aurait également affecté d’autres sociétés européennes. « Comme d’autres acteurs du solaire, on a d’abord souffert, à partir de juin 2023, de la réorganisation de la distribution en Europe des panneaux photovoltaïques de nos fabricants chinois », avait-il expliqué. Il évoquait aussi un retard de plusieurs mois dans le déploiement d’un nouveau logiciel interne. Des excuses auxquelles bon nombre ont cependant eu du mal à croire sachant qu’Oscaro.com — une autre propriété Luiggi spécialisée dans la vente de pièces détachées pour autos — avait déjà frôlé la faillite en 2018.

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Et les clients dans tout cela ?

Du côté des clients, les plaintes se sont multipliées depuis 2023 concernant les produits non livrés et les remboursements. Ceux concernés sont désormais appelés à se mobiliser en déposant une déclaration de créance auprès du liquidateur judiciaire d’ici fin mars. Dans une récente publication, le Groupement des particuliers producteurs d’électricité photovoltaïque (GPPEP) a affirmé vouloir apporter son aide à ces personnes.

Si les clients sont les premières victimes de la situation, le secteur du photovoltaïque, et en particulier le marché de l’autoconsommation, pourrait également en subir les conséquences. Une réduction de la confiance des consommateurs est effectivement à redouter. C’est un « coup porté au développement et à l’image des énergies renouvelables » déplore d’ailleurs le GPPEP.

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L’un des meilleurs moyens de gérer sa consommation électrique serait de rendre pilotables les appareils non pilotables. D’apparence impossible, cette mission est pourtant rendue possible par un interrupteur connecté qui s’installe dans un tableau électrique. Nous avons testé un modèle de la marque chinoise Tongou vendue à prix très abordable. Mais que vaut-il vraiment ? Voici notre avis éclairé sur la question. 

Si l’optimisation d’équipements récents tels que des chauffe-eau ou des radiateurs est relativement simple grâce à leurs nombreuses fonctions de pilotage, il en va autrement pour tous les équipements de plus de 20 ans. Ce n’est cependant pas une raison de les jeter ! Il est possible de les associer à des dispositifs connectés qui permettront un contrôle précis à distance, et même une mesure de leur consommation électrique. C’est la raison d’être de ce petit interrupteur connecté de la marque Tongou. Destiné à être installé dans un tableau électrique, il rend pilotable n’importe quel appareil, pourvu qu’il dispose d’une alimentation électrique. Sur le papier, ce type d’appareil est idéal pour piloter des appareils rudimentaires comme des chauffe-eau ou des pompes. Mais qu’en est-il dans la réalité ?

Pourquoi installer un interrupteur connecté ?

L’interrupteur connecté à installer dans un tableau électrique peut répondre à deux besoins principaux, à savoir :

• Piloter un appareil branché en direct sur le tableau,
• Piloter un circuit électrique entier, de prises de courant ou d’éclairage.
• S’il est équipé d’un compteur d’énergie, il permet de consulter les statistiques de consommation.

Il conviendra ainsi parfaitement pour optimiser le fonctionnement d’un chauffe-eau non programmable, une pompe ou même un système d’éclairage extérieur. Le modèle testé pouvant relever la consommation électrique, on pourra tout simplement le positionner sur un circuit de prises de courant pour en connaître la consommation, et pouvoir le couper automatiquement, par exemple, la nuit.

Dans notre cas, celui-ci va servir à piloter un circuit composé d’un unique radiateur de salle de bain qui n’est pas programmable.

Présentation de l’appareil

L’appareil du jour est donc un interrupteur connecté Wifi du fabricant chinois Tongou, modèle TO-Q-SY1-JWT. Son calibre est de 16A pour une plage de tension de 90 à 240 V. Il s’adapte à un tableau électrique classique en se clipsant sur un rail DIN.

À l’ouverture de la boîte, on trouve donc l’appareil, et une petite notice dépliante. La façade noire de l’interrupteur le distingue d’un disjoncteur classique, et lui donne une apparence plus flatteuse qu’à l’accoutumée. Néanmoins, en comparaison à un disjoncteur récent, comme le modèle Legrand de la photo, l’interrupteur Tongou pêche en termes de qualité de finition et surtout en facilité de branchement. Alors que les bornes automatiques sont désormais presque incontournables, il faudra sortir le tournevis pour brancher le Tongou. Néanmoins, on apprécie la présence d’un schéma électrique de l’appareil sur son flanc, indiquant notamment un neutre continu. La longueur à dénuder pour les fils est également indiquée.

L’interrupteur connecté testé existe en deux déclinaisons : une version Wi-Fi et une version Zigbee. Le modèle Zigbee sera idéal pour mettre en place tout un écosystème domotique, mais nécessite d’avoir un bridge permettant de faire le lien entre le protocole dédié et le Wi-Fi. Ici, nous avons opté pour le modèle Wi-Fi par simplicité.

Installation et mise en route

Avant de commencer l’installation, il est important de noter que l’appareil testé n’est pas un dispositif de sécurité, mais un simple interrupteur. Ainsi, il est indispensable de le brancher derrière un disjoncteur de même calibre, adapté au nombre de prises, de points d’éclairage, ou d’appareils à protéger. Dans notre cas, le disjoncteur et l’interrupteur seront dédiés à un seul et unique radiateur de 500 W, ce qui est donc largement suffisant.

Pour peu que l’on soit un peu bricoleur, l’installation est d’une grande simplicité. Après avoir coupé le courant pour sécuriser le tableau électrique, il suffit de clipser l’interrupteur sur le rail DIN. Ensuite, au moyen de 2 fils rigides (non torsadés) de section adaptée à vos équipements, il suffit de relier les bornes de sortie du disjoncteur et les bornes d’entrée de l’interrupteur connecté, qui se situent en partie haute. Les fils électriques de votre réseau de prises ou de votre équipement pourront être reliés à la sortie de l’interrupteur connecté.

Une fois que vous avez vérifié le bon serrage de toutes vos connexions, vous pouvez réenclencher le courant.

Installation de l’application

Vous vous en doutez, nous ne sommes ici qu’à la moitié de l’installation. Il s’agit désormais de le paramétrer. Pour cela, il est nécessaire de télécharger l’application Smart Life en scannant le QR code de la notice, puis de cliquer sur « ajouter un appareil ». Il ne vous reste plus qu’à appuyer 5 secondes sur le bouton On/Off de l’interrupteur pour que l’ensemble soit synchronisé.

L’application Smart Life est plutôt bien conçue, et aussi bien adaptée à la création d’une simple programmation qu’à la mise en place de scénarios plus complexes. Ici, nous avons choisi de mettre en place une programmation journalière.

Zoom sur l’application Smart Life

Il faut bien l’admettre, l’application Smart Life remplit bien son rôle. À la fois simple et pratique, elle nécessite un temps d’adaptation, mais celui-ci est relativement court, surtout si on se prend au jeu et qu’on essaie d’optimiser son utilisation. On regrettera simplement quelques détails, à commencer par l’encart publicitaire qui vient se glisser parfois sur l’écran d’accueil.

D’autre part, quand on souhaite ouvrir ou fermer à distance l’interrupteur connecté, le fait de cliquer sur le bouton en question ne suffit pas : une bulle s’ouvre pour nous demander « si le circuit est sûr pour l’allumage ». Ce message d’alerte n’apparaît cependant pas quand on contrôle l’interrupteur directement depuis l’écran d’accueil de l’application.

Utilisation au quotidien

À l’utilisation, l’interrupteur connecté permet non seulement d’optimiser le fonctionnement du radiateur, mais également de mesurer la quantité d’électricité consommée. L’appareil mesure, en effet, la puissance, la tension et le courant en temps réel. Cet outil permet d’avoir un regard précis sur la consommation de l’appareil et de l’optimiser au besoin. Question compatibilité, l’interrupteur connecté Tongou est compatible avec Alexa et Google Home. En revanche, Home Kit n’est pas disponible.

Dans les avis de l’interrupteur connecté, un utilisateur a relevé un problème d’appairage en cas de coupure de courant. Nous avons donc simulé une coupure de courant à plusieurs reprises au niveau du disjoncteur amont, ainsi qu’au niveau de la box internet. Dans notre cas, l’interrupteur s’est reconnecté au réseau Wi-Fi sans aucun problème, et plutôt rapidement.

Notre avis

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Dans les années à venir, la géothermie profonde pourrait constituer l’une des meilleures solutions pour procurer de la chaleur aux sites industriels. Safran en est le parfait exemple, avec son site de Villaroche, qui s’apprête à recevoir une installation presque unique en France.

La décarbonation de grands sites industriels représente, pour chaque entreprise, un défi colossal, c’est le cas pour Safran Aircraft Engines. Le constructeur de moteurs d’aviation possède, en effet, d’immenses usines comme celle de Villaroche, à une cinquantaine de kilomètres de Paris. Celle-ci compte une centaine de bâtiments répartis sur 100 hectares, tous dédiés à l’assemblage complet de moteurs d’avions civils et militaires. Au total, près de 5 000 employés y travaillent quotidiennement.

Compte tenu de la taille du site, les dépenses énergétiques en matière de chauffage sont colossales. Pour tenter de réduire son impact environnemental, Safran a donc décidé de troquer sa centrale gaz pour une installation de géothermie profonde. Si le projet tenait ses promesses, il pourrait permettre une réduction de 75 % des émissions de CO2 liées au chauffage des bâtiments, soit 6 500 tonnes de CO2 évitées par an.

Pour y parvenir, Dalkia et Arverne Drilling Services, qui sont chargés du projet, vont devoir creuser des puits à une profondeur de 1 650 mètres, où l’eau atteint une température de 75 °C. Si tout se passe bien, les puits en questions devraient être forés à partir de septembre 2025, pour un début de mise en service espéré en fin d’année 2026.

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La géothermie profonde pour décarboner les grands sites industriels

En France, l’usage de la géothermie profonde est encore exceptionnel. À terme, cette technologie pourrait répondre à une partie des besoins des sites industriels. Du côté de Caen, Stellantis vient d’inaugurer une installation similaire en décembre dernier, pour son usine dédiée à la fabrication de boîtes de vitesses. La centrale géothermique devrait permettre de réduire de 70 % la consommation en gaz, et les émissions de CO2 de 75 % en produisant du chaud et du froid pour les 80 000 mètres carrés de locaux du site.

En revanche, tous les projets ne se passent pas comme prévu. Dans le nord, dans l’usine Renault de Douai, un autre projet de géothermie profonde était envisagé. Celui-ci, plus ambitieux, prévoyait le forage de deux puits à plus de 4 000 mètres de profondeur, afin d’atteindre une eau à près de 140 °C. Mais des incertitudes sur l’état des roches en profondeur ont fait douter le constructeur automobile. Finalement, compte tenu des incertitudes liées aux performances du projet, Renault a préféré jeter l’éponge.

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Pour se chauffer au bois sans les inconvénients d’une cheminée ou d’un insert, le pellet est une solution souvent plébiscitée. Ces petits granulés de bois broyé puis compacté permettent d’obtenir une meilleure combustion, et donc un rendement plus élevé, tout en réduisant les émissions polluantes. Mais comment est-il fabriqué ? Nous avons visité une petite usine familiale qui produit ce combustible à partir de déchets de bois.

Environ 1,8 million de foyers se chauffent partiellement ou totalement grâce aux pellets en France, selon les chiffres de Propellet, l’association nationale des professionnels du chauffage au granulé de bois. Ce mode de chauffage est très minoritaire : si 10,5 % des foyers français se chauffent au bois (tous types confondus), seuls 13,5 % de cette fraction utilise des granulés. Pourtant, ce combustible présente de nombreux avantages. Il est plus facile à transporter et à manipuler que des buches et, surtout, brûle mieux au sein de poêles et chaudières qui optimisent parfaitement sa combustion.

Ainsi, il est possible d’obtenir des rendements très élevés : généralement supérieurs à 90 %, certains poêles atteignant même 98 %. La quasi-totalité de la chaleur produite par la flamme est donc transmise à la pièce à chauffer, contre 70 à 80 % pour un poêle à buches ou un insert. Grâce à cette maîtrise de la combustion, les appareils aux pellets sont nettement moins polluants, ils n’émettent d’ailleurs aucune fumée visible en dehors de la phase de démarrage. L’allumage est initié par une petite résistance électrique et la puissance du foyer est contrôlée par un ventilateur qui pulse plus ou moins d’air selon la température de consigne réglée par l’utilisateur.

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Du bois séché à l’air libre

En France, 73 usines fabriquent actuellement des granulés de bois. Des sites très variés, allant de la gigantesque usine jusqu’au petit atelier. Le procédé de fabrication reste cependant identique, à quelques détails près. À La Tour-d’Aigues, dans le Vaucluse, une modeste usine familiale nous a ouvert les portes pour découvrir le cheminement du bois, de la matière première jusqu’au pellet. « Les Granulés de Bois », c’est son nom, fabrique chaque année entre 120 et 150 tonnes de ce combustible à partir de déchets de bois  : essentiellement des chutes de charpentes et quelques vieilles palettes. Contrairement aux plus grands fabricants, l’entreprise ne dispose pas de séchoirs. Le bois est séché naturellement, à l’air libre, ce qui réduit sa consommation d’énergie, et donc son impact environnemental.

Le processus est plutôt simple : le bois brut est broyé une première fois en fines plaquettes de quelques millimètres d’épaisseur, stocké, puis broyé une seconde fois en résidus très fins, mélange de copeaux et de poussière. Ce produit est ensuite malaxé avec une faible quantité d’eau afin d’ajuster son taux d’hygrométrie, qui ne doit être ni trop élevé ni trop faible pour garantir une bonne densité du granulé et une combustion parfaite. Pour fabriquer les granulés, la matière est pressée par des galets contre une filière, une sorte de crépine en acier, et en sort sous forme de spaghettis, immédiatement coupés à la taille souhaitée par une lame. C’est à peu-près le même principe qu’un hachoir à viande.

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Un peu d’eau et beaucoup d’électricité

Aucun liant ni adjuvant n’est utilisé dans la fabrication. L’aspect pelliculé et compact du pellet est obtenu naturellement grâce à la lignine contenue dans le bois. Très chaud à la sortie de la filière en raison de la pression à laquelle il a été soumis, le granulé est ensuite refroidi par simple soufflage d’air ambiant. Il est désormais suffisamment compact pour être soit conditionné en l’état pour la vente, soit stocké dans des silos, afin de décorréler les périodes de production avec les périodes de forte demande. L’entreprise que nous avons visité présente la particularité de ne proposer qu’un seul conditionnement pour ses pellets : le seau de 10 kg consigné. Un choix assez original, la majorité des granulés étant vendus en sac plastique jetable ou en vrac.

Cette petite usine familiale écoule sa production à une centaine de clients fidèles situés dans un rayon de 20 km. Le seau de 10 kg est vendu 5,5 euros, soit 550 euros la tonne, ce qui est actuellement bien au-dessus des tarifs pratiqués par les grands fournisseurs (autour de 300 euros la tonne). Malgré une production et maintenance assurée par une seule personne, Fabien Schmerber, qui a repris l’usine fondée en 2008 par son défunt père, l’entreprise fait face à des coûts énergétiques démesurés. Les machines nécessitent entre 60 et 80 kW de puissance pour fonctionner, ce qui représente une consommation de 250 kWh d’électricité pour produire une tonne de granulés, selon ses calculs. Une électricité qui leur est à ce jour facturée 0,35 € le kWh, soit près de deux fois plus cher que le tarif réglementé, dont peuvent bénéficier les particuliers et professionnels peu consommateurs.

Pour réduire sa facture énergétique, le gérant souhaitait couvrir la toiture de l’usine de panneaux photovoltaïques. Mais le projet est abandonné, Fabien Schmerber, qui doit jongler entre deux activités professionnelles, cherche un nouveau propriétaire à son entreprise. Il est possible de le contacter sur le site des Granulés de Bois. Le repreneur devra relever le défi de la compétitivité, face aux très grands fabricants, « qui produisent en une heure ce que je produis en un an », explique le gérant.

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