Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité, RTE, dévoile progressivement son bilan électrique de l’année 2024. Au fil des données publiées, l’on saisit à quel point 2024 a été une année particulière pour la France en matière d’électricité. 

Depuis quelques semaines, RTE dévoile peu à peu les contours de l’année 2024, concernant les statistiques du réseau électrique français. Exceptionnelle à bien des égards, cette année a été marquée par l’excellente forme du parc nucléaire, ainsi qu’une production hydroélectrique que l’on n’avait plus vue depuis 2013. À l’heure des bilans, que penser de l’année écoulée ?

Consultez notre tableau interactif ci-dessous pour consulter les données essentielles du bilan électrique 2024.

La remontada de la production électrique française

On l’a lu à peu près partout : la France a totalisé 101,3 TWh d’exportations brutes d’électricité, pour un solde net des échanges de 89 TWh. En résumé, la France a été exportatrice près de 98 % du temps. Comme vu récemment, ces deux records tiennent à la production combinée de toutes les forces décarbonées du pays, à savoir :

• Nucléaire : 361,7 TWh,
• Hydroélectricité : 74,7 TWh,
• Énergies renouvelables intermittentes : 148 TWh.

Les énergies fossiles ont permis la production de seulement 19,9 TWh d’électricité, conduisant à un mix décarboné à près de 95 %.

Mais si les exportations ont été aussi massives, c’est parce que la consommation électrique est restée relativement basse. Les 449,2 TWh d’électricité consommée sont équivalents aux données de 2023 (+0,7 TWh). Seule note positive, RTE a relevé une hausse de 2,4 % de la part des grands consommateurs. Il s’agit de la première hausse de la consommation depuis la crise sanitaire. Si ces chiffres peuvent être interprétés comme des signes de sobriété de la part des professionnels et des particuliers, ils peuvent également témoigner d’un ralentissement de l’économie, avec une baisse d’activité des professionnels, et une baisse du pouvoir d’achat des français. D’ailleurs, on ne constate pas, pour l’instant, une électrification significative des usages, en particulier du fait des voitures électriques.

Un prix qui a largement baissé

Côté prix, la France s’en sort également de mieux en mieux. Le prix SPOT horaire moyen français, qui était établi en moyenne à 276 €/MWh en 2022, puis à 97 €/MWh en 2023, est cette fois passé sous la barre des 60 €/MWh pour atteindre précisément 58 €/MWh. RTE souligne tout de même une volatilité importante. Pour la première fois en 11 ans, le prix SPOT français est passé sous celui de l’Allemagne, qui s’élève à 79 €/MWh.

L’Allemagne subit d’ailleurs une très forte volatilité des prix, notamment à cause du fort développement des énergies renouvelables. La journée du 12 décembre en est le symbole. À 17 heures, l’absence de production photovoltaïque, associée à une production éolienne de 1,3 GW (pour des besoins de consommation de 65 GW) avait provoqué une hausse record du prix de l’électricité, atteignant 936,3 €/MWh.

À l’échelle européenne, l’Espagne fait presque aussi bien que la France, avait une baisse de 28 % de ses prix grâce à l’abondance de sa production éolienne, ainsi que sa production hydroélectrique.

Pour les aspects négatifs, RTE a tout de même relevé 359 heures de prix négatifs, soit 2 fois plus qu’en 2023. Cette augmentation des prix négatifs, même s’ils sont restés proches de 0 €/MWh, sont dus à la part de plus en plus importante des énergies renouvelables, et en particulier du photovoltaïque qui génère une « Duck Curve ». Pour atténuer ce problème, RTE envisage de développer les flexibilités de consommation (notamment grâce aux heures creuses en journée), ainsi que les capacités de stockage de l’énergie. La production des ENR devra également être compensée par une modulation des moyens de production nucléaires et hydroélectriques.

La France, au carrefour de l’Europe électrique

Avec son record d’exportation, la France a définitivement tourné la douloureuse page de 2022, et sa première année d’importation nette depuis 1980. Mieux encore, elle a confirmé sa position centrale dans le réseau électrique européen. En comparant les données de 2024 à l’année 2000, on constate que seules les exportations vers la Suisse et l’Espagne ont diminué. La Suisse, qui a tout de même pu compter sur 17,4 TWh d’électricité française, possède des installations décarbonées plus compétitives qu’auparavant. Le long de la frontière espagnole, les échanges ont été plutôt équilibrés, particulièrement grâce à un secteur renouvelable espagnol performant.

Dans le reste de l’Europe, l’Italie et le Royaume-Uni ont tous deux reçu plus de 20 TWh d’électricité de la part de la France, en fournissant tous deux moins de 1 TWh à la France. Enfin, si l’Allemagne et la Belgique ont fourni 4,1 TWh d’électricité à la France, elles ont reçu plus de 30 TWh (31,3 TWh)  provenant de l’hexagone ! Il est d’ailleurs intéressant de noter que les niveaux d’exports ont été relativement constants tout au long de l’année. Au total, la valorisation de ces exportations a été estimée à plus de 5 milliards d’euros.

L’article 2024, l’année de tous les records pour la France en matière d’électricité ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La France a décidé de signifier ses ambitions haut et fort, en matière d’intelligence artificielle. Face aux poids lourds que sont les USA et la Chine, l’Hexagone compte beaucoup sur son mix électrique bas-carbone, et le fait savoir. 

Emmanuel Macron a profité de l’AI Summit qui s’est tenu, cette semaine à Paris, pour vanter les avantages de la France en matière de développement de l’intelligence artificielle. L’un des principaux arguments français concerne son mix électrique, décarboné à 95 %. Les 57 réacteurs nucléaires français permettent, en effet, d’avoir une électricité abondante, décarbonée et peu chère en comparaison à certains voisins européens. Sûr de ses forces, Emmanuel Macron a ainsi déclaré « Plug, baby, plug » (Branche, chéri, branche). Il s’agit d’une référence directe au slogan de campagne de Donald Trump « Drill, baby, drill » (Fore, chéri, fore), qui l’a utilisé à de nombreuses reprises pour témoigner son soutien au secteur pétrolier.

Ce n’est d’ailleurs pas la première fois qu’Emmanuel Macron détourne un slogan de Donald Trump. En 2017, lorsque les États-Unis se sont retirés des Accords de Paris, le président français avait déclaré « Make our planet great again ».

De l’électricité bas-carbone, oui, mais à quel prix ?

En tout état de cause, il semble qu’en matière de numérique, la France soit de plus en plus attractive. Emmanuel Macron a annoncé plus de 100 milliards d’euros d’investissements privés en France dans les prochaines années. Parmi ces investisseurs, on compte les Émirats arabes unis, qui veulent créer un campus axé sur l’intelligence artificielle. De grandes entreprises ont également annoncé des montants d’investissements très importants, à l’image d’Amazon avec 20 milliards d’euros avancés. De son côté, l’entreprise américaine Digital Realty a annoncé vouloir construire 13 centres de données en France.

Avec un prix SPOT moyen de 58 €/MWh, l’électricité se montre particulièrement compétitive en Europe. Celui-ci a été plus bas que l’Allemagne pour la première fois depuis 2011. Seule l’Espagne n’est pas loin avec un prix moyen de 63 €/MWh. En revanche, ces prix ne sont pas encore suffisants pour concurrencer les États-Unis sur ce sujet. Outre-Atlantique, selon l’Energy Information Administration, le prix moyen de l’électricité de gros en 2024 était de 34,50 €/MWh. Le Texas, principal état producteur d’énergies renouvelables, fait encore mieux avec un prix moyen de 31,90 €/MWh.

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À partir de l’automne 2025, les plages d’heures creuses vont changer. La modification, portée par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), vise à mieux aligner la consommation sur les périodes de production les plus abondantes, notamment celles liées aux énergies renouvelables comme le photovoltaïque.

À l’automne 2025, les heures creuses seront partiellement déplacées de la nuit vers l’après-midi. Jusqu’à présent, les heures creuses étaient majoritairement placées la nuit, un choix historiquement lié à la production stable du parc nucléaire français. Mais avec la progression des énergies renouvelables, particulièrement le solaire, cette répartition devient moins pertinente. La production électrique est désormais plus importante en milieu de journée, ce qui incite à réajuster les heures creuses à ces périodes.

Dès novembre 2025, 11 millions de foyers verront leurs plages horaires d’heures creuses évoluer. En saison chaude (du 1ᵉʳ avril au 31 octobre), celles-ci seront majoritairement positionnées entre 11 h et 17 h. Dans le détail, les consommateurs auront toujours un total de huit heures creuses par jour (24 heures), dont au moins cinq heures creuses consécutives la nuit. L’après-midi, elles ne pourront être positionnées que 3 heures maximum. En hiver, ces plages seront adaptées en fonction des besoins du réseau électrique. Cette transition s’étendra progressivement jusqu’en 2027.

De l’intérêt de déplacer sa consommation

Ce changement va modifier les usages domestiques des consommateurs :

• Ceux qui programmaient le lave-vaisselle et le sèche-linge la nuit pour profiter des tarifs réduits auront désormais intérêt à les lancer en milieu de journée, quand le tarif sera plus avantageux. Les nuisances sonores nocturnes sont ainsi évitées.
• Les propriétaires de voiture électrique pourront recharger leur véhicule en début d’après-midi, en plus de la nuit, et gagner ainsi en flexibilité.
• Pour ceux qui sont équipés d’un ballon d’eau chaude : si l’équipement est connecté à un compteur Linky, la reprogrammation sera automatique, lui évitant toute manipulation manuelle.

Les 37,3 millions de foyers déjà équipés d’un compteur Linky bénéficieront immédiatement de cette évolution. En revanche, les 2,1 millions de consommateurs utilisant encore un compteur ancienne génération pourront se voir facturer un surcoût de 6,48 € tous les deux mois s’ils refusent le passage au compteur évolué.

Pourquoi cette évolution ?

L’objectif de la CRE est double :

• Encourager une consommation pour éviter les pics de demande (à la clé le déplacement de 7 gigawatts de pointe) et favoriser l’utilisation de l’électricité solaire au moment où elle est produite en abondance.
• Réduire les prix négatifs de l’électricité, qui surviennent lorsque la production est trop importante par rapport à la demande.

À terme, la nouvelle répartition des heures creuses pourrait être étendue à dix heures par jour en été, offrant encore plus de flexibilité aux consommateurs.

L’article Nouvelles heures creuses : ce qui va vraiment changer pour les consommateurs d’électricité est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

C’est le troisième grand plan d’électrification de la France, après celui d’après-guerre et le plan Messmer, consacré à la mise en place d’un parc nucléaire dans les années 1970. Le gestionnaire du réseau électrique, RTE, sort les grands moyens pour moderniser le réseau électrique de la France, et ainsi permettre une réindustrialisation décarbonée.

RTE vient de dévoiler son plan de développement du réseau électrique français à haute tension. Ce schéma directeur de développement des réseaux (SDDR) est censé permettre à la France de faire face aux enjeux de décarbonation et de réindustrialisation du pays d’ici 2050. Le président du directoire de RTE, Xavier Piechaczyk, indique que ce plan va se reposer sur les atouts actuels du réseau, comme un niveau de congestion relativement faible, et une bonne résistance aux aléas climatiques. Celui-ci avait été largement renforcé après la tempête de 1999.

D’ici 2040, RTE compte renouveler près de 23 500 km de lignes à haute tension, et plus de 85 000 pylônes. Selon le gestionnaire de réseau, ce renouvellement devra être accompagné d’un renforcement des lignes, pour prendre en compte l’utilisation accrue d’électricité dans les décennies à venir et anticiper les futurs risques de congestion, notamment sur l’axe nord/sud. RTE rappelle d’ailleurs qu’en 2050, l’électricité devrait correspondre à la moitié des besoins énergétiques du pays, contre un peu plus de 25 % aujourd’hui.

Le SDDR confirme également les investissements prévus pour les laboratoires de la décarbonation industrielle que sont Dunkerque, le Havre ou Fos-sur-Mer. D’autres zones pourraient être concernées à partir de 2029, comme Saint-Avold, la Vallée de la Chimie à Lyon ou encore l’estuaire de la Loire.

Répondre à des enjeux multiples

Le réseau électrique se trouve au cœur d’enjeux très importants pour l’avenir du pays. Il devra permettre une intégration des futurs EPR, mais également des 18 GW d’éolien offshore qui devraient être déployés d’ici 2035. La mise en place d’un réseau en toile d’araignée devrait permettre de distribuer cette production concentrée à l’ouest du pays vers les secteurs industriels plutôt situés à l’est, ainsi que vers le reste de l’Europe. En parallèle, le réseau devra être adapté au changement climatique, notamment pour résister aux fortes chaleurs ou aux crues centennales.

Au total, ces 100 milliards d’euros répartis sur 16 ans correspondent à environ 6,25 milliards d’euros par an. C’est 4 fois plus élevé que ce qui avait été prévu lors du plan d’investissement décennal de 2014 ! Néanmoins, RTE précise que le montant reste bien inférieur à ses homologues européens. L’Allemagne a, en effet, prévu 250 milliards d’euros d’ici 2037 pour mettre à niveau son réseau électrique, tandis que le Royaume-Uni a fléché 150 milliards d’euros. Pour réduire l’enveloppe, RTE compte privilégier l’économie circulaire, et maintenir le maximum de lignes aériennes existantes tout en minimisant l’ajout de nouvelles lignes.

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Loin de bouleverser le marché mondial des hydrocarbures, les gisements de pétrole girondins sont sources de polémiques, depuis que la société Vermilion Energy a annoncé son projet de créer de nouveaux puits de forages. Le gouvernement va avoir la lourde tâche de se positionner sur la question dans les prochaines semaines.

Le gouvernement a le sens du rebondissement. Le feuilleton des huit forages pétroliers de la Teste-de-Buch vient de connaître un nouveau rebondissement avec la récente visite de la ministre de la Transition écologique. Agnès Pannier-Runacher a ainsi déclaré, en marge d’un déplacement dédié à la prévention des risques d’incendie en forêt : « J’ai donné ma position à titre personnel. En tant que ministre de la Transition écologique, je ne soutiens pas la mise en œuvre de ces nouveaux forages ». Une annonce qui a donné de l’espoir aux opposants du projet porté par l’entreprise canadienne Vermilion Energy. Celle-ci a, en effet, pour projet de forer jusqu’à huit nouveaux puits de pétrole pour maintenir sa production de 4 500 barils par jour, malgré l’épuisement de certains puits existants.

Si l’annonce de la ministre surprend autant, c’est parce que son prédécesseur, Christophe Béchu, avait déclaré au sujet du pétrole, en décembre 2023 : « ce n’est pas plus mal qu’il vienne d’ici plutôt de que le faire venir du bout du monde ».

Une goutte d’eau dans l’océan

Il faut reconnaître que les quantités de pétrole extraites des sols français sont très limitées en regard de la consommation du pays. Vermilion Energy, qui représente environ 70 % de la production française terrestre, extrait l’équivalent de 8 000 barils par jour, grâce à ses quelque 450 puits actifs. Dans le même temps, la France consomme presque 2 millions de barils par jour.

De ce fait, les huit hypothétiques forages n’auraient aucune conséquence réelle sur l’environnement en matière de consommation d’énergie fossile. Au contraire, cette production nationale permettrait d’en limiter l’impact environnemental en réduisant notamment le transport nécessaire à son acheminement.

C’est d’ailleurs ce qu’a conclu la commissaire enquêtrice, lors du rapport établi à l’issue de l’enquête publique portant sur ce projet, en décembre 2023. Celle-ci avait estimé que « la production de pétrole français, soumis à une réglementation environnementale contraignante et à de nombreux contrôles, semble préférable à court et moyen termes dans la mesure où l’on ne peut aujourd’hui se passer totalement des énergies fossiles ».

Mais un mauvais signal pour la défense de l’environnement

Pourtant, depuis que l’avis favorable a été publié, le préfet de Gironde n’a pas pris de décision. Et pour cause. Si, dans les faits, l’annulation de ce projet n’aurait pas d’impact direct sur les émissions de GES, sa validation pourrait avoir de lourdes répercussions d’un point de vue symbolique, notamment sur la puissance des lobbies pétroliers.

En 2017 déjà, la première version de la loi Hulot avait non seulement acté la fin de l’exploitation des hydrocarbures en France à partir de 2040, mais avait également prévu d’interdire le renouvellement des concessions d’exploitations. Cette version du texte avait finalement été retirée sous la pression des lobbies en question.

Pour l’heure, Agnès Pannier-Runacher a indiqué qu’une réunion interministérielle aurait prochainement lieu pour trancher définitivement la question. Affaire à suivre.

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La Commission européenne planche sur les futures normes pour les moyens de chauffage au bois. Un projet devait être présenté à Bruxelles le 12 février. Mais elle a été la cause d’un certain émoi, voire d’une certaine panique, notamment en République tchèque.

Et pour cause, le projet prévoit des normes si strictes qu’elles conduisent certains à envisager une disparition pure et simple des poêles ou des chaudières à bois dès 2027. La levée de boucliers fut vivre, particulièrement en Allemagne et en République tchèque. Là-bas, les représentants de la filière ont avancé que les nouvelles normes sortiraient du marché la grande majorité des modèles de poêles à bois disponibles et pourraient conduire à une hausse importante de leur prix.

Par ailleurs, une autre exigence est sous le feu des critiques : celle d’équiper les systèmes de chauffage au bois de systèmes de régulation automatique. Une telle exigence ne permettrait plus à ces systèmes de fonctionner sans électricité – un avantage certain pour ceux qui vivent dans des zones où le réseau électrique est insuffisamment robuste, et qui craignent les conséquences de coupures de courant en hiver. Et qui considèrent un poêle au bois comme une solution de secours.

Un projet qui a rencontré une vive opposition

Le ministre de l’Industrie et du commerce de la République tchèque, Lukáš Vlček, s’est opposé à ces propositions de nouvelles règles : « Notre objectif est que la politique verte européenne corresponde aux développements technologiques et n’ait pas d’impact disproportionné sur les portefeuilles des ménages et des entreprises tchèques. […] Nous ferons pression pour que la proposition soit révisée et corresponde aux possibilités réelles. ».

Cette opposition fut suffisante pour que la Commission européenne reporte la réunion du 12 février, le temps de réaliser « un travail technique supplémentaire nécessaire ». « L’interdiction controversée des poêles à bois est reportée » titre Euractiv. Rappelons que le chauffage au bois est dans le collimateur de l’UE du fait des risques sanitaires liés au monoxyde de carbone et aux fumées, causes d’asthme et d’autres maladies pulmonaires.

Le report du projet par la Commission européenne reste un soulagement pour ceux qui estiment que des normes trop sévères auraient un impact très négatif sur les moyens de chauffage des ménages disponibles aujourd’hui, ainsi que, dans une plus large mesure, sur la transition énergétique. L’eurodéputé allemand Peter Liese déclare ainsi : « Pour nous, les systèmes de chauffage à la biomasse sont une partie importante de la transition énergétique. »

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Cette entreprise a-t-elle trouvé la formule magique pour faire des pompes à chaleur l’outil parfait de la transition énergétique ? Peut-être pas, mais en tout cas, on s’en rapproche. 

Une petite révolution vient d’agiter l’univers du génie climatique, et devrait avoir un impact considérable sur le futur impact environnemental des pompes à chaleur (PAC). Si ces dernières constituent une clé de la transition énergétique permettant d’optimiser les dépenses énergétiques liées au chauffage, elles ont un point faible : elles nécessitent l’utilisation de fluides frigorigènes, dont certains ont un impact important sur le climat s’ils sont libérés dans l’atmosphère.

Dans ce contexte, le géant de la pompe à chaleur Carrier est parvenu à un petit exploit en commercialisant un nouveau modèle, l’AquaSnap 61AQ. Cette PAC, principalement destinée à des applications commerciales et tertiaires, a troqué le gaz R407C de sa précédente version pour… du propane, aussi appelé R290. Cette solution permet d’en minimiser l’impact environnemental de manière considérable : son pouvoir réchauffant sur le climat est 600 fois moins élevé !

Le propane a néanmoins un défaut majeur : il est inflammable. Pour cette raison, il était jusqu’à présent réservé à des petites PAC, d’une puissance comprise entre 2 kW et 10 kW. Ici, la puissance de la AquaSnap 61AQ peut atteindre 140 kW, et même 560 kW quand quatre machines sont branchées en série. Pour y parvenir, Carrier a limité au maximum la quantité de fluide présente dans le circuit, avec seulement 4 kg de propane. En parallèle, tous les composants en contact avec le réfrigérant sont situés dans une enceinte ventilée. Ces dispositions techniques permettant son implantation dans les mêmes conditions qu’une PAC fonctionnant avec du R32.

La chasse aux réfrigérants polluants est lancée

De manière générale, tous les hydrofluorocarbures ont un impact très élevé sur le réchauffement climatique, et donc GWP élevé. De plus, certains fluides utilisés sont des PFAS (substances perfluoroalkylées et polyfluoroalkylées), plus connus sous le nom de polluants éternels, du fait de leur persistance dans l’environnement.

L’un des axes majeurs de progression des pompes à chaleur est donc de pouvoir se passer de ce type de fluide. Pour cela, les fluides naturels sont de plus en plus envisagés, en particulier le propane. Celui-ci a l’avantage d’afficher un GWP de seulement 0,02 (autrefois estimé à 3). Ainsi, le fluide de la PAC AquaSnap 61AQ n’aurait un impact que de 80 g d’équivalent CO2 dans l’atmosphère. En parallèle, d’autres fluides sont de plus en plus utilisés, comme le CO2 ou le NH3.

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Les États-Unis et la Chine n’ont qu’à bien se tenir ! Grâce à son mix électrique bas-carbone, la France entend bien jouer les premiers rôles dans le développement de l’IA. Bien aidé par EDF, le pays a annoncé des milliards d’euros d’investissement en la matière. 

L’énergie constitue un paramètre fondamental du développement de l’IA, et EDF compte bien en profiter pour faire de la France l’une des principales puissances au monde sur le sujet. À l’occasion de l’AI Summit qui vient de se tenir en France les 10 et 11 février, EDF a annoncé le lancement d’un appel à manifestation d’intérêt portant sur le développement de nouveaux centres de données en France.

Pour accélérer le développement de ces datacenters, EDF prévoit de proposer, sur ses propres réserves foncières, des sites prêts à accueillir des projets industriels, et disposant déjà de raccordements électriques. Cette solution devrait permettre de réduire de plusieurs années la durée de développement de ce type de projet. En effet, la multiplication des demandes de raccordement constitue aujourd’hui un véritable frein au développement des projets. Le choix des projets devrait se faire sur des critères objectifs tels que leur crédibilité ou encore leur degré de maturité.

Actuellement, EDF a déjà pré-identifié quatre sites potentiels, d’une puissance électrique cumulée de 2 GW, l’équivalent, tout de même, de la puissance de 1,2 réacteur nucléaire de type EPR. L’électricien français prévoit d’identifier deux sites supplémentaires d’ici 2026.

La France veut devenir troisième puissance mondiale sur l’IA

Cette annonce d’EDF survient alors qu’une bataille de l’IA est en train de se dessiner à travers le monde. Lors du sommet organisé par la France en début de semaine, une soixantaine de pays, dont la Chine, ont signé une charte pour garantir une IA ouverte et éthique. Mais rien n’est gagné pour autant. Sans surprise, les États-Unis, qui dominent actuellement le secteur de l’Intelligence artificielle, n’ont pas signé la charte en question. Le pays compte bien conserver son hégémonie, notamment grâce à Stargate, l’ambitieux projet américain qui devrait rassembler près de 500 milliards de dollars d’investissement.

De son côté, la France compte bien avoir sa part du gâteau, et a l’ambition de devenir la troisième puissance mondiale en matière d’intelligence artificielle, juste derrière les États-Unis et la Chine. Pour cela, elle pourra notamment compter sur un avantage colossal : une électricité bon marché et décarbonée à 95 %. De quoi tacler Donald Trump, avec un « Plug baby, plug » (branche, chéri, branche) lancé par Emmanuel Macron, en réponse au « Drill, baby, drill » (Fore, chéri, fore !) de son homologue américain. À l’issue de l’AI Summit, le président de la République a annoncé près de 109 milliards d’euros d’investissements dans le pays.

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Un canton suisse vient de prendre une décision forte en matière d’énergies renouvelables. Chaque construction neuve de Berne et ses environs, devra comporter une installation solaire en toiture quand celle-ci est adaptée.

C’est officiel : toute nouvelle construction du canton de Berne devra être équipée de panneaux solaires en toiture. Devant les urnes, les citoyens du canton avaient d’abord rejeté à 72 % une proposition de loi portée par les verts, qui consistait à rendre obligatoire l’installation de panneaux photovoltaïques sur les toitures et façades de tous les bâtiments neufs et existants d’ici à 2040.

Cette proposition a été perçue comme une atteinte à la propriété privée. Ainsi, les citoyens y ont préféré la contre-proposition du Grand Conseil (Parlement cantonal), proposant que l’obligation ne repose que sur les toitures des constructions neuves. Celle-ci a été approuvée par 67 % des citoyens du canton, qui compte tout de même plus d’un million d’habitants. À noter que cette loi s’applique également aux parkings, à la manière de la récente loi qui a été votée en France.

Vers une généralisation à toute la Suisse

D’ailleurs, cette loi pourrait être la première d’une longue série à travers la Suisse. En effet, le sujet est également à l’ordre du jour dans les cantons de Genève et de Vaud. À l’échelle fédérale, la loi n’impose d’équipements solaires en toiture que pour les bâtiments neufs de plus de 300 m². Mais une initiative populaire a été lancée sur la question par les verts l’année dernière. À l’heure actuelle, ces derniers cherchent à collecter 100 000 signatures nécessaires, pour que l’initiative soit examinée par les autorités.

Aujourd’hui, la production électrique de la Suisse est largement dominée par le nucléaire et l’hydroélectricité, qui représentent respectivement 33,1 % et 55,9 % du mix. Le photovoltaïque se situe en troisième position, et constitue la 2ᵉ source d’énergie renouvelable du pays avec 6 % du mix électrique. La Suisse espère exploiter ses particularités géographiques, avec la mise en place de centrales solaires en altitude. Le pays souhaite également optimiser ses installations hydroélectriques grâce au déploiement de centrales photovoltaïques flottantes sur les lacs de barrage.

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L’intégration des véhicules électriques sur le réseau électrique français passera nécessairement par une optimisation de celui-ci, et surtout un fonctionnement synchronisé entre ces véhicules et les bâtiments. Comment cet avenir électrique optimisé va-t-il se matérialiser ?

L’électrification progressive du parc automobile français va avoir des répercussions massives sur le réseau électrique, et sur la manière de le gérer. Dans son scénario de référence Futurs énergétiques, RTE estime que les véhicules électriques légers pourraient représenter 67 TWh d’électricité par an, soit davantage que les besoins électriques du secteur résidentiel qui devraient atteindre 65,3 TWh. Un futur qui peut être vu comme une contrainte colossale sur le réseau électrique, ou comme une opportunité de réfléchir à une nouvelle manière de gérer l’électricité.

L’association Équilibre d’Énergie (EdEn), qui œuvre pour la décarbonation de l’économie française et européenne, s’est penché sur la question et en a tiré plusieurs enseignements et recommandations.

Faire du pilotage tarifaire statique un standard

Si on ne comptait qu’environ 1 million de véhicules 100 % électriques en 2023, ce chiffre devrait rapidement grimper pour atteindre 7,3 millions dès 2030, puis 15,6 millions en 2035. De ce fait, il est important de prendre dès à présent la mesure des contraintes que l’arrivée de ces véhicules pourrait causer au réseau. Sans optimisation spécifique, la recharge de ces véhicules à des moments de la journée similaires pourrait notamment causer des appels de puissance difficiles à satisfaire. Dans le même temps, le développement massif de l’énergie photovoltaïque pourrait engendrer des pics de production potentiellement difficiles à répartir, en l’absence de mécanismes incitatifs de consommation durant ces périodes.

C’est pourquoi, le pilotage tarifaire statique doit être systématisé en prenant en compte les spécificités des véhicules électriques. Le pilotage tarifaire statique repose sur la même idée que l’option heures pleines / heures creuses : son principe consiste à inciter les utilisateurs à préférer certaines plages horaires pour recharger leur véhicule grâce à des tarifs préférentiels.

La systématisation de cette solution nécessitera tout de même la connexion directe de la borne de recharge au compteur communicant, pour que la recharge démarre automatiquement au moment des heures « creuses ».

Avant d’ouvrir la voie à la recharge bidirectionnelle

Si le pilotage tarifaire statique constitue une avancée, il n’est qu’une première étape vers une bien plus grande synergie entre les véhicules électriques et leurs environnements. L’avenir est plutôt recharge bidirectionnelle, appelée V2H (Vehicle-to-Home) ou V2G (Vehicle-to-Grid).

Plus simple à mettre en œuvre que les V2H et V2G, la V1G nécessite tout de même la commercialisation de bornes de recharges capables de communiquer avec le véhicule, sans compromettre les données privées de l’utilisateur de la borne, ou de la voiture.

La recharge bidirectionnelle de type V2H pourrait permettre aux utilisateurs d’optimiser leur facture d’électricité en rechargeant la batterie de leur voiture électrique quand les prix sont faibles, et d’utiliser cette électricité lorsque les prix sont plus élevés. L’avantage est double : en plus de permettre aux utilisateurs de moins dépenser, ce mécanisme soulagerait le réseau électrique lorsque la demande est la plus élevée. Enfin, le V2H optimiserait une installation photovoltaïque en stockant sa production dans la batterie de la voiture.

Ce système a pour principale limite la capacité d’absorption maximale du bâtiment. Pour aller plus loin, le V2G irait plus loin en utilisant l’électricité stockée dans les batteries des véhicules électriques pour alimenter le réseau en cas de forte demande.

Des enjeux à adresser avant la démocratisation de la recharge bidirectionnelle

Si les synergies entre bâtiments et véhicules électriques ont un fort potentiel, la route est longue avec leur pleine exploitation. D’un point de vue technique, il faut d’abord permettre la généralisation de bornes compatibles avec cet aspect bidirectionnel. Comme pour la V1G, il est également indispensable que les bornes en question puissent communiquer avec les véhicules rechargés, sans toutefois compromettre la sécurité des données des utilisateurs.

Des V2H et V2G performantes passeront également par la mise en place d’un protocole de communication sûr et efficace entre la borne et la maison connectée, à la manière du protocole Matter. Enfin, EdEn note qu’il faut la démonstration qu’une telle utilisation des batteries n’entament pas leur durée de vie, et pénalisent ainsi leurs utilisateurs.

Pour finir, le déploiement de la V2G passera par la gestion de problématiques réglementaires et économiques sur le sujet, notamment pour la caractérisation de l’origine de l’électricité réinjectée ou la fiscalité de celle-ci.

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En matière d’hydrogène, les bonnes nouvelles sont rares, et le gaz peine à se faire une place concrète dans la transition énergétique. Nouvel exemple en date : Airbus a décidé de repousser la commercialisation de son avion 100 % hydrogène.

Il semblerait qu’Airbus ait décidé de freiner des quatre fers sur son projet d’avion à hydrogène. La commercialisation d’un avion régional fonctionnant entièrement à l’hydrogène en 2035 ne semblerait finalement pas atteignable. Selon Force Ouvrière, syndicat majoritaire d’Airbus, le budget du projet ZEROe aurait été réduit de 25 %, et les objectifs de commercialisation auraient été repoussés de 5 à 10 ans. Airbus avait d’ailleurs prévu d’installer un cinquième moteur à hydrogène sur un Airbus A380 pour réaliser des tests sur le circuit de distribution ainsi que sur la combustion du gaz. Mais toujours selon le syndicat, il semblerait que ce test soit annulé.

De manière plus globale, Force Ouvrière a même annoncé qu’Airbus avait prévu de revoir sa feuille de route en matière de décarbonation. Airbus a tout de suite démenti, et réaffirmé que son ambition de décarboner le transport aérien restait inchangée. Mais l’industriel a concédé que les progrès étaient plus lents que prévus, la faute à un écosystème qui peine à se développer autour de l’hydrogène vert.

L’hydrogène dans l’aviation, pas avant 2050 ?

Il faut bien admettre qu’Airbus s’était montré avant-gardiste en annonçant sa volonté de commercialiser un avion de ligne fonctionnant à l’hydrogène pour 2035. La propulsion à hydrogène, bien que prometteuse sur de nombreux aspects, fait face à de nombreux obstacles.

D’abord, la plus petite molécule de l’univers est très difficile à contenir, et à tendance à s’échapper de la plupart des systèmes de stockage. Pour la stocker de manière efficace, il faut pouvoir la refroidir à -253 °C, ou la compresser à 1 013 bars. En parallèle, les installations de production d’hydrogène vert ont du mal à se faire une place dans la transition énergétique, et la production qui en résulte reste très onéreuse.

Face à ces constats, l’IATA (International Air Transport Association) qui représente 300 compagnies dans le monde, mise plutôt sur les carburants non fossiles pour décarboner le secteur aérien. Cette solution technologique permettrait une transition progressive du secteur. L’IATA indique ainsi que les technologies comme l’hydrogène pourraient intégrer le secteur aérien, mais dans un second temps seulement.

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Depuis peu, les propriétaires de panneaux photovoltaïques de Nouvelle-Calédonie constatent la présence d’une nouvelle ligne sur leur facture d’électricité. Il s’agit d’une taxe, entrée en vigueur le 1ᵉʳ janvier 2025 et qui concerne tous ceux qui possèdent une installation.

La taxe, appelée, « prime d’utilisation du réseau », est destinée à financer le réseau électrique de Nouvelle-Calédonie. Le groupe politique UNI-Palika, à l’origine de la loi, la justifie par le fait que les propriétaires de panneaux photovoltaïques bénéficient d’une «  facture d’électricité nulle ou quasi nulle, quand elle n’est pas négative. Ces clients ne contribuent donc pas au financement du réseau électrique et aux outils de production dont ils bénéficient pourtant à certains moments, notamment la nuit ».

La taxe est calculée sur la base de la puissance souscrite (et non la puissance de la centrale), tant que cette dernière est supérieure à 5 kVA. Le taux est fixé à 5 000 francs pacifiques (CFP) par kVA, soit environ 42 euros. En moyenne pour les 7 000 foyers concernés, elle représente tout de même un coût supplémentaire d’environ 250 euros sur l’année.

Un environnement délétère pour l’investissement

Elle s’applique pour tous les propriétaires d’une centrale solaire. Qu’ils soient raccordés au réseau (EEC-Enercal), ou en autoconsommation. Et elle va plus loin encore : elle s’applique aussi bien aux nouvelles installations qu’aux anciennes.

Et c’est ce dernier point qui a soulevé les plus vives protestations. En effet, comme investir dans une installation photovoltaïque, s’il existe le risque qu’un effet rétroactif et imprévisible vienne anéantir toute prévision de rentabilité ? Un tel risque arbitraire est difficilement acceptable pour de tels projets, et le précédent que constitue cette taxe menace de bloquer tout nouvel investissement. C’est pour cette raison que nombreux sont ceux qui appellent à revenir sur cette loi votée le 22 août 2024 par le Congrès de Nouvelle-Calédonie.

Une telle taxe peut-elle être appliquée en France métropolitaine ?

Le réseau de transport et de distribution est financé en France métropolitaine par le TURPE (Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité), qui a augmenté de 10 % cette année. Il n’est pas prévu aujourd’hui qu’une « taxe solaire » comme en Nouvelle-Calédonie vienne compléter ce financement. Toutefois, de la part d’un gouvernement qui peine à boucler son budget, il est difficile d’être certain qu’une telle taxe solaire ne puisse pas être proposée. Rappelons qu’en France métropolitaine, les producteurs d’électricité photovoltaïque avec contrat de revente payent déjà une taxe supplémentaire pour l’utilisation du réseau.

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Tout le monde ne le sait pas. Pourtant, la technologie est de plus en plus répandue. Celle qui permet aux batteries de nos voitures électriques d’alimenter nos maisons. Des Irlandais en ont profité lors du passage de la tempête Éowyn.

Il y a quelques jours, la tempête Éowyn s’est abattue sur les Îles Britanniques. Des vents dépassant les 180 km/h ont été enregistrés du côté de l’Irlande. Résultat, des centaines de milliers de foyers ont été privés d’électricité. Quelques-uns, toutefois, se sont montrés plus prévoyants que d’autres. Ils ont ainsi pu profiter de quelque chose qui reste encore méconnu du grand public, mais dont les spécialistes du secteur nous parlent depuis longtemps, le vehicle-to-everything (V2X) que l’on pourrait littérairement traduire par « de la voiture électrique à tout ».

De la batterie de votre voiture électrique aux appareils de votre maison

De quoi s’agit-il ? Vous connaissez peut-être déjà le terme vehicle-to-grid, comprenez « de la voiture au réseau ». L’idée, pour rappel : utiliser les batteries d’une voiture électrique comme réserve pour alimenter le réseau en cas de besoin. Eh bien le V2L (vehicle-to-load), aussi appelée « recharge bidirectionnelle », c’est un peu la même chose. À ceci près que la batterie de la voiture électrique va servir à alimenter directement des appareils électriques.

Il se trouve que beaucoup de constructeurs de voitures électriques proposent désormais des véhicules qui disposent de la technologie nécessaire. Sans doute la moitié des modèles actuellement sur le marché en sont équipés. Et il ne s’agit pas seulement des plus chers. Les constructeurs fournissent même généralement les câbles indispensables au V2L en standard. Ou au moins, en tant qu’accessoire. L’opération n’a pas de conséquence sur la durée de vie de la batterie et même une petite Nissan Leaf, avec sa batterie de 45 kilowattheures (kWh), peut ainsi alimenter les appareils essentiels d’une maison pendant deux ou trois jours.

Le V2L très utilisé lors de tempêtes

Alors le réflexe de certains Irlandais, à l’annonce de l’alerte météo, a été de charger la batterie de leur voiture électrique au maximum. Pour s’assurer une alimentation de leur foyer même en cas de coupures sur le réseau.

L’astuce a déjà fait ses preuves ailleurs dans le monde également. Au Texas (États-Unis), en juillet dernier, à l’occasion du passage de l’ouragan Beryl qui avait laissé 2 millions de personnes sans électricité pendant plusieurs jours. En Caroline du Nord, une région durement frappée par l’ouragan Hélène en septembre 2024. Et même jusqu’en Tasmanie, également à l’automne dernier. À tel point que certains constructeurs, comme General Motors, font désormais de la possibilité de compter sur la batterie de sa voiture électrique pour alimenter sa maison en cas de coupure de courant un nouvel argument de vente.

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Et si c’était le moment idéal pour changer de fournisseur d’électricité ? Malgré la baisse du tarif réglementé, les tarifs de certains fournisseurs alternatifs restent encore plus intéressants. Même s’il y a une exception. Voici les offres d’électricité les moins chères actuellement.

Ça y est, la baisse tant attendue des tarifs de l’électricité a enfin eu lieu ce 1ᵉʳ février. Si cette baisse de 15 % est significative pour les contrats soumis au tarif réglementé de vente de l’électricité (TRVE), les fournisseurs alternatifs n’ont pas attendu pour proposer des tarifs intéressants dès la baisse des prix de l’électricité sur les marchés de gros.

Désormais, voyons ensemble si cette baisse du TRVE a rebattu les cartes des fournisseurs d’énergie, et lesquels d’entre eux proposent les meilleures offres. Pour rendre les comparaisons plus lisibles, nous avons comparé chaque offre avec un compteur de puissance 9 kVA et une consommation annuelle de 5 000 kWh. Lorsque nécessaire, la répartition heures pleines/heures creuses a été définie à 60 % et 40 %.

Les meilleures offres en option Base

Commençons par l’option Base, qui propose un tarif unique, qui ne change pas selon les horaires. Pour celle-ci, le tarif réglementé est passé de 0,2516 €/kWh à 0,2016 €/kWh. Pour une consommation de 5 000 kWh, cela représente tout de même une économie de 250 € !

1 – Primeo énergie

Du côté des fournisseurs alternatifs, c’est Primeo Energie qui monte sur la première marche du podium avec son offre Fidélité Verte. Celle-ci affiche un prix moyen de 0,1734 €/kWh sur la première année. En effet, le fournisseur propose 15 % de remise HT sur le prix du kWh pendant les 6 premiers mois, puis 20 % de remise sur les 6 mois suivants, avant d’atteindre 25 % au-delà de 12 mois. De ce fait, le tarif passe à 0,1613 €/kWh lors de la deuxième année.

Prix annuel (selon le médiateur de l’énergie) : 1074 €

2 – Gaz de Bordeaux

C’est Gaz de Bordeaux qui prend la deuxième place avec l’offre Novafixe Élec. Cette offre propose un tarif fixe sur 2 ans, de 10 % (HT) inférieur au TRV. Il atteint ainsi 0,1855 €/kWh. Tout comme Primeo Énergie, ce fournisseur annonce une électricité 100 % verte.

Prix annuel (selon médiateur de l’énergie) : 1135 €

3 – Ohm Énergie

En troisième position, on aurait pu retrouver Plenitude qui propose également un tarif de 0,1855 €/kWh. Mais celui-ci affiche un prix d’abonnement plus élevé que la moyenne, ce qui le fait glisser en 4ᵉ position. C’est Ohm Énergie qui prend ainsi la troisième place avec son abonnement Ohm Extra Éco, qui propose un tarif de -7 % par rapport au kWh HT du TRVE. En revanche, ce prix est révisable 2x par an.

Prix annuel (selon médiateur de l’énergie) : 1159 €

Les meilleures offres en option heures pleines / heures creuses

Pour faire des économies, l’option heures pleines / heures creuses (HP/HC) reste tout de même la meilleure solution. Rappelons que le TRVE des heures pleines et creuses a également profité d’une baisse de 15 % pour atteindre 0,2146 €/kWh en heure pleine et 0,1696 €/kWh en heure creuse. Nous avons donc comparé, de la même manière, les offres correspondantes. Sans surprise, le trio de tête reste le même :

1 – Primeo énergie

Comme pour le tarif de base, l’option HP/HC bénéficie d’une réduction de 15 %/kWh HT pour les 6 premiers mois, puis 20 % les 6 mois suivants. Lors de la deuxième année, cette remise atteint 25 %.

Prix annuel (selon le médiateur de l’énergie) : 1062 €

2 – Gaz de Bordeaux

Avec son offre Novafixe Élec, Gaz de Bordeaux propose un tarif fixe inférieur de 10 % au kWh HT du TRV.

Prix annuel (selon le médiateur de l’énergie) : 1121 €

3 – Ohm Énergie

Pour les plus organisés, Ohm Énergie propose une offre Modulo. Celle-ci affiche un potentiel d’économie élevé, à condition d’être flexible. Celui-ci inclut un tarif heure plein inférieur de seulement 1 % au TRVE. En revanche, les heures creuses sont à -5 % Surtout, l’abonnement inclut deux autres tarifs, à savoir des heures solaires en journée, qui sont affichées à -30 % par rapport au TRV. Pour finir, Ohm Énergie propose 15 jours appelés Sérénité, durant lesquels le prix du kWh est inférieur de 65 % au TRVE ! On peut voir ce système comme l’opposé de ce que propose EDF avec l’offre TEMPO.

BONUS – L’option Tempo du tarif réglementé

Si l’offre Tempo est régie par le TRVE, ses tarifs n’ont quasiment pas évolué au 1ᵉʳ février. En effet, la CRE considère que ses niveaux de prix ne peuvent être concurrencés par des offres de fournisseurs alternatifs. Il faut d’ailleurs reconnaître que si la gestion des jours rouges peut être compliquée, une bonne organisation peut mener à des économies très élevées.

On notera tout de même que les économies réalisées en optant pour l’option HP/HC sont relativement faibles avec un ratio de 60 % heures pleines et 40 % heures creuses. Pour le maximiser, il convient donc de prévoir un maximum d’utilisation d’énergie pendant les heures creuses, qui sont d’ailleurs sur le point d’être modifiées.

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Le changement climatique et l’évolution de la population vont redessiner les besoins énergétiques en France au cours du XXIe siècle. Une étude récente publiée dans Climate Services montre comment la baisse de la demande en chauffage compensera l’augmentation de la climatisation.

Une étude menée par le laboratoire de météorologie dynamique de l’école polytechnique, l’école des Ponts Paris Tech et Saint-Gobain, s’est intéressée à l’impact de l’évolution de la démographie et du changement climatique sur la demande en climatisation, qui devrait fortement augmenter, dont la hausse sera plus que compensée par la diminution des besoins en chauffage. Actuellement, le secteur résidentiel en France consomme environ 487 TWh d’énergie par an, représentant près de 49 % de la consommation énergétique nationale.

Le chauffage consomme davantage que la climatisation

Pour déterminer l’impact de la climatisation et du chauffage et le coupler au changement climatique, les auteurs de l’étude ont créé les Heating degree-days (HDD) et Cooling degree-day (CDD). Le HDD (chauffage) est calculé de la manière suivante : en 2020, les chercheurs ont regardé chaque jour de combien la température était inférieure à 18 °C. Le HDD valait environ 2 300 °C. Suivant le scénario de changement climatique, il s’établira aux alentours de 2 000 °C en 2100, car la température s’élèvera et il y aura moins besoin de chauffage. Le raisonnement est le même pour les CDD (climatisation) : c’est la somme des déviations journalières de température par rapport à 22 °C.

Les projections jusqu’en 2100, basées sur les scénarios climatiques du programme EURO-CORDEX, ont montré que les HDD baisseront au moins de 28 % tandis que les CDD tripleront, voire quadrupleront à horizon 2100. Mais le chauffage est tel, aujourd’hui, que la consommation de la climatisation ne devrait pas surpasser la baisse du chauffage.

Cette augmentation des degrés-jours de refroidissement concerne particulièrement le sud de la France et les zones urbaines densément peuplées. Montpellier, Toulouse et Marseille, déjà exposées à des vagues de chaleur plus fréquentes, verront leur consommation électrique pour la climatisation augmenter significativement. En revanche, des régions comme la Bretagne et le littoral de la Manche seront moins affectées. L’évolution sera donc disparate et remodèlera la consommation énergétique.

Démographie et consommation d’électricité

L’étude ne s’est pas arrêtée au constat de l’impact du changement climatique sur la consommation électrique de la climatisation et du chauffage. Elle a obtenu le résultat suivant : la croissance démographique pèse autant que le réchauffement climatique sur la demande énergétique. La population française, actuellement de 68 millions d’habitants, pourrait atteindre 74 millions d’ici 2050 avant de se stabiliser. Dans certains départements comme l’Hérault (+60 % de population d’ici 2100), l’augmentation de la consommation électrique sera davantage due à la hausse du nombre d’habitants qu’à l’augmentation des températures.

Inversement, des départements comme le Pas-de-Calais, où la population diminue (-13 % prévu d’ici 2100), connaîtront une baisse plus marquée de leur consommation d’électricité pour le chauffage. Ces tendances montrent qu’une stratégie nationale unique ne sera pas efficace : il faudra adapter les politiques énergétiques aux spécificités locales où l’augmentation de la population et le changement climatique seront l’un ou l’autre principal responsable de l’augmentation de la consommation du chauffage et de la climatisation.

La nécessaire adaptation des politiques publiques

L’étude suggère que les mesures d’efficacité énergétique (isolation des bâtiments, optimisation des systèmes de chauffage et de refroidissement) seront essentielles pour limiter l’impact de la hausse des températures. Mais elles devront être complétées par des stratégies de gestion de la demande énergétique, notamment dans les zones où la croissance démographique est la principale cause de l’augmentation de la consommation.

Enfin, l’étude souligne l’importance d’intégrer les migrations internes liées au climat dans les projections énergétiques. Un scénario testé montre que si une partie des habitants des zones les plus chaudes migre vers des régions plus clémentes, cela pourrait modifier sensiblement la répartition de la consommation électrique en France.

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La marque française Airton, connue pour ses pompes à chaleur air/air (aussi appelés « climatiseurs réversibles ») à très bas prix, élargit sa gamme avec le lancement d’un modèle monobloc. Ce nouvel appareil, qui peut être installé sans faire appel à professionnel, offre une alternative aux pompes à chaleurs traditionnelles, notamment pour les espaces où l’installation d’une unité extérieure est impossible.

Il n’est pas toujours possible d’installer un groupe extérieur de pompe à chaleur, notamment lorsqu’on réside en copropriété, dans un bâtiment protégé ou pour différentes raisons techniques. Dans cette situation, comment bénéficier de la climatisation l’été et d’un chauffage à faible consommation l’hiver ? La pompe à chaleur monobloc peut être une solution, car elle regroupe tous les éléments dans un seul appareil. La marque française Airton, spécialisée dans les pompes à chaleur air/air à bas coût, en propose désormais à son catalogue.

Deux entrées d’air et un tuyau pour évacuer les condensats

Le modèle récemment lancé, baptisé « Apollon 12HP », combine les fonctions de climatisation, chauffage, déshumidification et ventilation simple. Grâce à la technologie inverter, l’appareil optimise sa consommation d’énergie, contribuant ainsi à une meilleure efficacité et des factures d’électricité moins salées. L’installation est simplifiée par rapport à une pompe à chaleur split traditionnelle, nécessitant uniquement une entrée et une sortie d’air extérieur de 20 cm de diamètre et une évacuation des condensats de 2 cm de diamètre. Par ailleurs, l’appareil est compatible avec le module Wi-Fi SmartLife, permettant un contrôle à distance via smartphone.

La pompe à chaleur monobloc d’Airton est actuellement vendue 1 199 €, auxquels il faut ajouter 49,99 € de frais de livraison. Ce modèle monobloc est deux fois plus cher que le modèle split de même puissance. Mieux vaut donc opter pour une pompe à chaleur split classique lorsqu’il est possible d’en installer, et ne réserver le modèle monobloc qu’aux cas spécifiques.

Pompe à chaleur split vs monobloc : quelle différence ?

Les pompes à chaleur air/air se déclinent principalement en deux configurations : split et monobloc. Les systèmes split, aussi appelés bibloc, se composent de deux unités distinctes : une unité extérieure qui capte les calories de l’air et une unité intérieure qui diffuse la chaleur ou la fraîcheur dans le logement. Ces deux unités sont reliées par une liaison frigorifique contenant un fluide frigorigène. À l’inverse, une pompe à chaleur monobloc intègre tous les composants au sein d’une seule unité, généralement installée à l’intérieur du bâtiment. Elle échange directement avec l’extérieur via des conduits d’air, sans nécessiter d’unité extérieure.

L’un des principaux avantages des pompes à chaleur monobloc réside dans leur installation simplifiée. Ne nécessitant pas de liaison frigorifique, elles peuvent être installées sans faire appel à un professionnel certifié pour la manipulation des fluides frigorigènes. De plus, l’absence d’unité extérieure peut être un atout esthétique et pratique, notamment dans les environnements urbains ou les copropriétés où l’installation d’unités extérieures est réglementée.

Cependant, ces systèmes peuvent présenter des limitations en termes de puissance et de couverture de surface, les rendant plus adaptés à des espaces de taille modérée. Autre caractéristique importante : comme le compresseur est situé à l’intérieur de la pièce à chauffer ou climatiser, le niveau sonore peut être un facteur à considérer.

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L’hydrogène est depuis longtemps pressenti comme un vecteur de la transition énergétique. Sa production, notamment par électrolyse, reste toutefois coûteuse. Mais l’Université de Liverpool propose une solution, au point d’union entre deux domaines : l’ingénierie biologique et les technologies de l’énergie propre.

Le biomimétisme est un principe de conception qui vise à s’inspirer de la nature pour mettre au point des systèmes technologiques. Les solutions naturelles, après tout, n’ont-elles pas été éprouvées par 3,8 milliards d’années d’évolution ? En la matière, la biosphère s’avère experte dans la transformation de l’énergie du soleil pour produire des substances chimiques variées, en premier lieu par la photosynthèse.

Dès lors, il n’est en rien déraisonnable de chercher à s’en inspirer. Et c’est bien ce qui a été fait à l’Université de Liverpool, par les équipes du professeur Luning Liu, qui occupe la Chair of Microbial Bioenergetics and Bioengineering (chair Bioénergétique et bioingénierie microbienne) et le professeur Andy Cooper de la Materials Innovation Factory de l’université (Atelier des matériaux innovants).

Un nanoréacteur hybride pour utiliser toute la lumière du soleil.

Imiter la nature est bien difficile. Le premier écueil rencontré par les chercheurs est de parvenir à produire un réacteur de photosynthèse artificielle qui exploite une large partie du spectre du rayonnement solaire. La deuxième difficile réside dans la durabilité de ces réacteurs, rapidement dégradés par l’environnement, et notamment par l’oxygène de l’atmosphère.

L’innovation de l’équipe de recherche réside dans une combinaison spécifique de matériaux très différents, d’où son nom de « réacteur hybride ». Un semi-conducteur organique, doté de pores microscopiques, joue le rôle, en quelque sorte, de collecteur de lumière. Ce composant transfère ensuite la lumière vers des enzymes biologiques, très efficace pour produire de l’hydrogène à partir de l’eau et de la lumière. L’ensemble est intégré dans une coquille constituée de carboxysome, le composant naturel qui permet de compartimenter les bactéries, et qui, en l’occurrence, protège les enzymes de la dégradation par l’oxygène.

Cette invention a permis de réaliser la production directe d’hydrogène vert à partir de la lumière du soleil et de l’eau. Elle permet de se passer de matériaux précieux, comme par exemple le platine, utilisé dans les électrolyseurs. Elle ouvre ainsi la voie à de possibles nouvelles manières de produire de l’hydrogène de manière massive et à bas coût. Pour peu, bien sûr, que cette invention, particulièrement intéressante, tienne ses promesses lors du passage de l’échelle laboratoire à l’échelle industrielle.

L’article scientifique a été publié dans la revue ACS Catalysis et est disponible en source ouverte.

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La marque française Beem, spécialisée dans les kits solaires prêts à l’emploi ou en toiture et les batteries, propose un outil en ligne permettant aux particuliers d’estimer leurs besoins en production photovoltaïque et éventuellement obtenir une proposition commerciale. Ce simulateur considère plusieurs paramètres pour dimensionner une installation solaire adaptée à chaque foyer.

L’objectif du simulateur Beem est de fournir une estimation personnalisée en fonction de la consommation d’électricité, de la surface du logement, celle de votre toit et de la localisation du domicile. En quelques clics, l’utilisateur renseigne ces données et obtient une configuration recommandée, incluant le nombre de panneaux solaires nécessaires ainsi que, le cas échéant, une batterie de stockage et une borne de recharge pour véhicule électrique. Ce simulateur est un moyen d’obtenir un devis fiable auprès de Beem, une entreprise française reconnue dans son domaine.

L’estimation repose sur des critères clés tels que la consommation annuelle d’électricité du foyer, le taux d’ensoleillement de la région et les contraintes techniques liées à l’installation. En fonction de ces éléments, l’outil propose une configuration qui optimise la production solaire et le taux d’autoconsommation, avec ou sans batterie de stockage.

Accéder au simulateur Beem ☀️

Un accompagnement vers l’autoconsommation

Au-delà des panneaux et batteries, le simulateur permet d’évaluer, selon votre choix, la pertinence d’une borne de recharge pour voiture électrique. Il indique si la production solaire prévue peut couvrir une partie de sa consommation d’électricité et notamment celle de la recharge du véhicule, et suggère des solutions adaptées. L’utilisateur peut ainsi envisager une installation évolutive, considérant des équipements complémentaires pour une gestion plus efficace de l’énergie.

L’outil mis à disposition par Beem facilite les démarches pour ceux qui envisagent d’installer une centrale solaire. Il permet d’obtenir rapidement une estimation claire et sans blablas des besoins et la faisabilité de l’installation. Cette approche permet à chacun de voir les gains potentiels et d’adopter une solution adaptée à son profil de consommation. S’il faut renseigner ses coordonnées pour obtenir une estimation, le simulateur est bien sûr accessible sans engagement.

Accéder au simulateur Beem ☀️

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Voilà une affirmation qu’on a tous déjà entendue, en particulier durant le difficile hiver 2022. Pourtant, celle-ci n’est plus d’actualité, elle apparaît même sous-évaluée. 

« Baisser la température de consigne de 1 °C peut faire baisser la facture d’énergie de 7 % ». Cette petite ritournelle revient chaque hiver, rapportée par les médias, ou encore le gouvernement qui s’en sert d’argument pour motiver les français à faire attention au chauffage. Même Jean-Pierre Clamadieu, président du conseil d’administration d’Engie, s’en servait en 2022, pour expliquer au micro de France Inter une potentielle baisse de la consommation de gaz en France : « Un degré de chauffage en moins, c’est 7 % d’économie de la consommation de gaz en France ».

Pourtant, aussi surprenant que cela paraisse, l’origine de ce chiffre n’est pas réellement déterminée. Surtout : il serait dépassé. En réalité, cette phrase tiendrait son origine à des rapports du service études et recherches d’EDF, datant des années 1970 à 1980.

Néanmoins, depuis, le monde a bien changé. Les bâtiments sont bien mieux isolés, et sont donc moins gourmands en énergie. Ainsi, paradoxalement, si la consommation brute d’énergie est bien plus faible dans les bâtiments actuels, une baisse de 1 °C de la température de consigne représente une économie d’énergie bien supérieure à 7 %. C’est ce qu’expliquait d’ailleurs sur son site l’ingénieur en sobriété énergétique Pascal Lenormand, dès 2018. Il n’est d’ailleurs pas le seul, puisqu’en 2012, le Comité scientifique et technique des industries climatiques (COSTIC) dévoilait un rapport expliquant que la norme BBC ne permettait plus d’établir un ratio fixe entre température de consigne et économies d’énergie.

19 °C à l’intérieur, une moyenne à viser, et pas une température à ne pas dépasser

D’autre part, si les nombreuses campagnes gouvernementales dédiées au chauffage laissent penser le contraire, la température de consigne de 19 °C n’est, en réalité, pas une température à ne pas dépasser, mais une moyenne à viser. C’est notamment ce qu’a rappelé Gilles Aymoz, directeur adjoint aux villes et territoires durables à l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe), dans une interview accordée au journal Le Monde en octobre 2022.

Aujourd’hui, le secret des économies d’énergie en matière de chauffage résulte principalement de l’optimisation de celui-ci. En effet, la température de consigne de chauffage ne doit plus être considérée comme une constante, mais comme variable, en fonction du moment de la journée, ou de l’activité dans le bâtiment en question.

Plutôt qu’un 19 °C constant, on préfèrera donc :

• Environ 20 °C quand la pièce de vie est occupée,
• Environ 16 °C quand le local est inoccupé,
• Environ 8 °C quand le logement ou le bureau est inoccupé pendant plus de 2 jours (mode « hors gel »)
• Autour de 18 °C à l’heure du coucher dans une chambre

Grâce à des équipements connectés de plus en plus abordables et performants, une telle adaptation peut se faire sans entamer le confort du logement. En effet, cette gestion est désormais plus flexible, et permet même de contrôler son chauffage à distance, permettant ainsi de préchauffer la maison avant même son retour du travail, ou encore de prévoir que le chauffage se remette en route pour le retour de vacances.

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Si l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) vient d’autoriser EDF à poursuivre ses essais de démarrage de l’EPR de Flamanville en augmentant sa puissance de charge, certaines inquiétudes demeurent, notamment en raison d’un problème vibrations. 

Ça y est, EDF vient d’obtenir l’autorisation de l’ASNR pour poursuivre les essais de démarrage de l’EPR de Flamanville à un niveau de puissance supérieur à 25 %. Il s’agit d’une étape importante vers la mise en service définitive du nouveau réacteur français. Pourtant, tout n’est pas rose. À fin 2024, l’ASNR avait relevé 49 anomalies relatives à l’EPR de Flamanville, dont 15 de niveau 1 sur l’échelle INES. Malgré cela, Olivier Dubois, commissaire de l’ASNR s’est montré rassurant en expliquant que c’était une situation normale pour un réacteur en cours de mise en service. Toujours selon lui, beaucoup d’événements seraient liés à un facteur humain, à des difficultés de coordination des équipes lors de la préparation des essais, tout en admettant que la mise en service du dernier réacteur en France, à Civaux, avait été l’objet de beaucoup moins d’événements significatifs.

Surtout, une notion perdure : celle de vibrations qui seraient intimement liées à la conception de l’EPR. La situation serait telle que, selon le média Blast, un cadre d’EDF aurait indiqué que l’énergéticien ignorait si l’EPR pourrait un jour fonctionner à pleine puissance.

Plusieurs problèmes derrière le même terme

En réalité, derrière ce terme se cachent plusieurs problèmes. Le plus connu d’entre eux concerne probablement les vibrations du groupe motopompe primaire n°3 (GMPP 3). Lors d’essais à chaud avant la première divergence, EDF avait pu constater des vibrations atteignant le double de la limite autorisée, lorsque la température du circuit approchait les 300 °C. Ce problème avait d’ailleurs été relevé sur le réacteur finlandais Olkiluoto 3. C’est d’abord la ligne d’expansion du pressuriseur (LEP) qui avait été identifiée comme potentielle source de ces vibrations. Elle avait donc été modifiée en conséquence avec la mise en place d’un dispositif absorbeur de vibrations qui équipe également le réacteur finlandais.

Finalement, la modification n’aura conduit à aucune amélioration. Les équipes d’EDF ont donc conclu que le problème était interne au GMPP 3. Le fonctionnement et les critères d’arrêts spécifiques de celui-ci ont été adaptés en conséquence, ce qui a satisfait l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) en 2023.

Vibrations à tous les étages

En parallèle, EDF a relevé « des vibrations excessives sur les collecteurs du système d’alimentation de secours des générateurs de vapeur ». Si ces vibrations ont été qualifiées « d’acceptables » pour la fatigue des matériaux concernés, le problème devrait être surveillé par le biais d’essais périodiques, avant que les lignes ne soient modifiées par EDF.

Pour finir, un phénomène plus inquiétant a entaché le fonctionnement d’un des EPR de la centrale chinoise de Taishan. Sur celui-ci, un défaut de la cuve, dont le design est commun à tous les EPR, aurait entraîné des vibrations anormales au niveau des assemblages de combustible. Ces désordres ayant été constatés en 2021, EDF a pu apporter des modifications de design sur les systèmes de maintien des crayons de combustible. Ces modifications ont également été jugées suffisantes par l’IRSN en 2023.

Toujours à l’occasion de la cérémonie des vœux, Olivier Dubois s’est voulu rassurant concernant ces sujets, en expliquant : « Il y a eu, pour certains de ces phénomènes vibratoires, des modifications qui ont été mises en œuvre pour tenir compte du retour d’expérience ».

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