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Test interrupteur connecté Wifi Tongou : un rapport qualité/prix redoutable !

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.

La notice est succincte, mais suffisante. La façade noire est plutôt flatteuse. Il faudra sortir le tournevis pour effectuer les raccordements. L'interrupteur tongou comparé à un disjoncteur Legrand.

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.

Le schéma de principe de l'appareil est inscrit sur la tranche. L'interrupteur s'intègre parfaitement au tableau.

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.

Pour installer l'app, il suffit de scanner le QR code de la notice. Écran d'accueil de l'application Smart Life.

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.

L'écran d'accueil est plutôt agréable. Écran de contrôle de l'interrupteur connecté. Il est possible d'en suivre la consommation électrique.

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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Cette énorme usine française de moteurs d’avion veut se chauffer à la géothermie profonde

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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On visite une usine qui fabrique de granulés de bois avec des chutes de charpentes et des palettes (vidéo)

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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Ce kit solaire prêt à brancher de 810 W est à 289 euros : pourquoi c’est un bon plan ?

Le kit solaire proposé par Sunity est un bon plan pour ceux qui tiennent à leur porte-monnaie (et veulent préserver celui du contribuable !). Son tarif est si bas qu’il est inutile de faire appel à EDF pour faire racheter sa production à prix d’or ou demander une quelconque prime pour le rentabiliser. De toute façon, ce kit ne permet par d’y prétendre !

Sunity vient de lancer un kit solaire complet de 810 W à seulement 289 €. Disponible en précommande avec un arrivage prévu le 3 mars 2025, cette offre combine performance technique et simplicité d’installation, sans nécessiter des compétences dignes d’un ingénieur nucléaire.

Ce dispositif se veut accessible à tous : branchez-le sur une prise domestique et le tour est joué. Fini le blabla des installateurs sur le fonctionnement et la supposée complexité des systèmes photovoltaïques – ici, même ceux qui confondraient un tournevis avec un ouvre-boîte pourront en profiter (bon, on exagère un peu quand même). Il ne vous restera qu’à optimiser l’autoconsommation pour voir vos factures d’électricité dégringoler.

On a quoi à ce prix ?

Le kit comprend deux panneaux solaires Full Black de 405 W chacun, totalisant une puissance nominale de 810 Wc. Ces panneaux, basés sur la technologie N-Type et équipés de 108 cellules monocristallines, offrent un rendement de 20,7 % – des chiffres qui donnent le vertige à ceux qui ont installé leur centrale solaire il y a 30 ans. Avec un poids de seulement 21,5 kg et une résistance à des charges de vent de 2 400 Pa et de neige de 5 400 Pa, ces panneaux semblent prêts à affronter les caprices du climat, contrairement à nous.

L’ensemble est doté d’un micro-onduleur de 800 W qui assure une conversion optimale de l’énergie, avec un rendement MPPT de 99,8 %. La gestion individuelle de chaque panneau permet de maintenir des performances élevées même en cas d’ombrage partiel – un atout non négligeable pour ceux qui ont la flemme d’élaguer cette vieille haie de thuyas.

Options de fixation et compatibilité

Pour s’adapter à divers types de toitures – qu’il s’agisse de tuiles classiques, de bac acier, d’ardoise ou de fibrociment – Sunity propose des solutions de fixation en supplément. Cette modularité technique permet de garantir une installation sécurisée et performante.

En définitive, ce kit se présente comme une option technique solide pour les consommateurs en quête d’une solution efficace et économique, sans que l’installation devienne un casse-tête. Un bon plan pour passer en mode « expert solaire » sans se ruiner, même si, pour l’instant, l’expertise se limite à savoir utiliser une visseuse et brancher une prise.

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Fusion nucléaire : la France bat un record de durée de plasma

En attendant ITER, les équipes du CEA de Cadarache s’entraînent sur leur « petit » tokamak WEST, et viennent de battre un record du monde de maintien d’un plasma. 

À quelques centaines de mètres du futur plus grand tokamak au monde, sur son site de Cadarache (Bouches-du-Rhône), le Commissariat à l’énergie atomique (CEA) est parvenu à maintenir un plasma pendant plus de 22 minutes au sein de sa version miniature WEST. Le précédent record, datant d’il y a quelques semaines, et réalisé par le tokamak chinois EAST, avait duré cinq minutes de moins. Pendant l’expérience, les équipes du CEA sont parvenues à maintenir une température stationnaire de près de 50 millions de degrés Celsius, soit trois fois plus que la température qui règne au cœur du soleil.

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Le monde entier prépare ITER

Ce record est une nouvelle étape franchie vers la mise en service d’ITER, et la maîtrise de la fusion nucléaire. Mais la route reste encore longue. Pour permettre la fusion d’un atome de deutérium et d’un atome tritium en atome d’hélium, ce plasma devra être maintenu pendant plusieurs heures, et atteindre la température presque irréelle de 150 millions de degrés.

Pour relever ce défi, des expérimentations de ce type sont menées dans près de 200 tokamaks à travers le monde afin de préparer la mise en service d’ITER. Situé à Cadarache, ce dernier a pour objectif de démontrer la faisabilité scientifique et technique de la fusion nucléaire. Il devrait permettre d’atteindre cette température de plasma de 150 millions de degrés, mais également de produire plus d’énergie qu’il n’en faut pour chauffer le plasma.  Cependant, le projet ITER a pris énormément de retard. Initialement prévus pour 2025, les premiers plasmas devraient être produits en 2033, et la première réaction de fusion en 2039.

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La concurrence privée accélère

Si les institutions scientifiques internationales travaillent de concert pour le projet ITER, ce n’est pas le seul projet au monde sur la fusion nucléaire. Sous le soleil de Californie, le laboratoire Lawrence Livemore travaille également sur la fusion nucléaire, mais mise sur un confinement inertiel plutôt qu’un confinement magnétique. Ce confinement est obtenu grâce à 192 lasers braqués sur une capsule de quelques millimètres, contenant du deutérium et du tritium.

De plus en plus d’acteurs privés se retrouvent désormais sur la scène de la fusion nucléaire. Aux États-Unis, on retrouve Helion, qui a déjà construit 6 prototypes fonctionnels de réacteur à fusion nucléaire. Le dernier prototype de l’entreprise est parvenu à créer un plasma de 100 millions de degrés Celsius. Dans l’État de Virginie, l’entreprise américaine Commonwealth Fusion Systems (CFS) a annoncé vouloir construire un réacteur à fusion nucléaire de 400 MW d’ici 2030. Celui-ci pourrait être connecté au réseau électrique, et desservir 150 000 foyers.

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Pourquoi l’État a beaucoup moins aidé les petits travaux de rénovation énergétique en 2024

En 2024, l’Anah a aidé 40 % de foyers de moins que l’année précédente, en matière de rénovation énergétique ! Cette différence, très importante, s’explique en partie par une volonté de favoriser les rénovations d’ampleur, au détriment des foyers ayant de faibles capacités d’investissement. 

À l’occasion de ce début d’année, l’Anah vient de présenter son bilan de l’année écoulée. En 2024, l’Agence nationale de l’habitat a distribué un total de 3,77 milliards d’euros d’aides contre 3,12 milliards d’euros en 2023. Sur ce total, 3,29 milliards d’euros ont été attribués à MaPrimeRenov, et ont permis la rénovation énergétique de nombreux logements. Ce sont principalement les rénovations d’ampleur qui ont pu bénéficier du programme d’aide avec 20 000 logements supplémentaires concernés (91 000 rénovations d’ampleur en 2024, contre 71 000 en 2023).

En revanche, on est bien loin des 4 milliards d’euros d’aide initialement annoncés. Pire, le nombre total de rénovations énergétiques a drastiquement chuté, passant de 569 000 logements en 2023 à seulement 340 000 en 2024, soit une chute de 40 % ! De ce fait, le montant total des travaux énergétiques générés par l’Anah est passé de 8,46 milliards d’euros en 2023 à 7,34 milliards d’euros en 2024.

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Des aides moins accessibles ?

La favorisation des rénovations d’ampleur se comprend d’un point de vue énergétique, puisqu’elle permet d’obtenir des résultats plus intéressants en matière de performances. D’ailleurs, le gain moyen des rénovations d’ampleur, évalué par l’Anah, est passé de 54 % en 2023 à 65 % en 2024. Cette hausse a été rendue possible par une augmentation des aides totales par projet de rénovation d’ampleur, passant de 14 271€ en 2023 à plus de 36 000 euros en 2024 !

Néanmoins, la somme moyenne à débourser pour ce type de travaux est de plus en plus élevée, passant de 37 000 euros en 2023 à plus de 55 000 euros en 2024. Si le montant des aides a également beaucoup augmenté, l’investissement, très élevé, n’est pas à la portée de tous les foyers. De plus, la (très) longue durée d’instruction des dossiers peut mettre les demandeurs d’aide dans une situation financière difficile. À l’inverse, si la rénovation par geste est moins efficace, elle est beaucoup plus abordable d’un point de vue financier, et permet à un foyer d’étaler les investissements dans le temps.

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La Chine a exporté 235 GW de panneaux solaire en 2024 : pourquoi c’est fou ?

En Chine, l’industrie photovoltaïque aura certes un peu vacillé face aux mesures protectionnistes de certains pays contre l’afflux massif de modules chinois, mais en 2024, elle a poursuivi sa croissance en enregistrant une nouvelle hausse de ses exportations.

La transition énergétique a propulsé le solaire au rang des principales sources d’énergie décarbonée. Pourtant, le contexte actuel ne joue pas en faveur de l’industrie solaire dans de nombreux pays qui peinent à tirer profit du marché. Et pour cause, la Chine, qui détient près de 80 % des parts mondiales, rendant ainsi les autres nations fortement dépendantes de ses importations pour développer leur filière.

Non seulement ce pays maîtrise l’ensemble de la chaîne de valeur de la production photovoltaïque, mais il bénéficie aussi d’un effet d’échelle grâce à son immense industrie. Son surinvestissement dans la fabrication de panneaux solaires favorise davantage la baisse des prix, rendant ses produits d’autant plus attractifs à l’international. Chaque année, le leader du solaire inonde le marché mondial de ses modules, et 2024 n’a pas fait exception. Le volume exporté a même augmenté de 13 % par rapport à l’année précédente.

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40 % des panneaux exportés atterrissent en Europe

D’après les données douanières du cabinet d’analyse Infolink Consulting, la Chine a exporté 235,93 gigawatts (GW) de modules solaires en 2024, soit environ 28 GW de plus qu’en 2023. Sans surprise, l’Europe est restée le principal importateur avec 94,4 GW commandés, soit près de 40 % du volume exporté. En raison du plan Inflation Reduction Act aux États-Unis, qui limite l’entrée des produits chinois, la Chine a réorienté ses exportations vers le vieux continent, où les fabricants locaux peinent à prospérer face à la concurrence chinoise et se voient chuter les uns après les autres. Avec plus de 37 GW de panneaux importés, les Pays-Bas arrivent en tête des importateurs européens, suivis par l’Espagne avec 10,5 GW. L’Europe a toutefois enregistré une baisse des importations, avec un recul de 7 % par rapport à 2023.

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Et les autres régions du monde ?

La région Asie-Pacifique a importé plus de 68 GW en 2024, enregistrant une hausse de 26 % largement portée par le Pakistan, qui a dominé le marché. Le pays a vu ses importations bondir de 127 % par rapport à l’année précédente en atteignant 16,91 GW. Les Amériques ont, quant à elles, totalisé 33,28 GW de modules importés, en hausse de 10 %, avec une majorité des expéditions destinées au Brésil. Au Moyen-Orient, les importations ont grimpé de 99 %, atteignant 28,79 GW, l’Arabie saoudite représentant la plus grande part du marché. Enfin, l’Afrique a importé plus de 11 GW, soit une augmentation de 43 % par rapport à 2023. Bien que les importations sud-africaines aient reculé de 7 %, le pays est resté le plus grand importateur du continent avec 3,8 GW importés.

En 2025, plusieurs facteurs pourraient influencer ces tendances, selon Infolink. La faiblesse de l’économie européenne et les ajustements tarifaires sur les importations au Brésil seront à surveiller de près. De plus, le plan de l’Inde pour soutenir son industrie solaire pourrait avoir un impact sur les exportations chinoises.

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Battle de réacteurs nucléaires entre la France et États-Unis pour remporter un chantier en Slovénie

La Slovénie va-t-elle faire confiance à la France ou aux États-Unis pour agrandir sa seule centrale nucléaire ? Si le début de la construction n’est pas envisagé avant 2032, le match a déjà commencé entre Westinghouse et EDF.

Pour poursuivre ses objectifs de décarbonation, la Slovénie étudie depuis 2019 la possibilité d’étendre la capacité de sa centrale nucléaire de Krško. Pour cela, elle a lancé JEK2, un projet d’extension qui porte sur la création d’un ou deux réacteurs d’une puissance comprise entre 1000 MW et 2400 MW. À l’heure actuelle, la centrale, située à la frontière orientale du pays, produit environ 20 % de l’électricité slovène et 15 % de l’électricité croate grâce à son réacteur de 730 MW. Pour mener à bien ce projet, le pays a misé sur des acteurs occidentaux du nucléaire, à savoir Westinghouse, EDF et KHNP.

Un référendum annulé au dernier moment

Si le projet gagne en ampleur, en novembre dernier, le référendum qui avait été prévu sur le projet JEK2, a finalement été annulé par les députés slovènes. Selon certaines sources, cette annulation aurait eu lieu du fait de la baisse de soutien de la part du peuple envers le projet, tout de même estimé à 59 %.

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AP1000 vs EPR : la bataille des réacteurs

On s’attendait à un match à 3, mais le coréen KHNP s’est finalement retiré, trop occupé par ses contrats récemment remportés en République tchèque et en Roumanie. La décision devrait donc se faire entre la France et les USA. Tel un remake des récents JO, les deux équipes sont, pour le moment, au coude à coude, et réalisent une étude de faisabilité portant sur les exigences techniques et législatives relatives au projet, ainsi que les aspects de sécurité à prendre en compte. Cette étude doit également porter sur la mise en œuvre de la construction ainsi de l’exploitation du projet. Les deux études de faisabilité ont été évaluées à 8,3 millions d’euros.

Pour espérer remporter le projet, l’entreprise américaine Westinghouse propose la mise en œuvre de réacteurs AP1000, d’une puissance de 1150 MWe. L’américain a mis en avant le fait que 6 unités de ce type sont déjà en service dans le monde : 2 aux États-Unis, et 4 en Chine. De plus, le fait que la centrale de Krško soit actuellement équipée d’un réacteur Westinghouse pourrait jouer en faveur de l’Américain.

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Un EPR version mini

De son côté, EDF propose la construction d’un EPR de 1650 MW, ou d’un EPR1200, d’une puissance de 1200 MW. Ce dernier avait été développé pour répondre aux attentes du projet Dukovany 5 en République tchèque (finalement remporté par KHNP). Dérivé de l’EPR2, l’EPR1200, dispose d’une puissance maximale de 1200 MWe en raison d’une turbine différente et d’un circuit primaire ne disposant que de 3 boucles au lieu de 4. Il pourrait être mis en œuvre au Kazakhstan, pour la première centrale nucléaire du pays.

Le coût de la construction est estimé entre 9 milliards et 15 milliards d’euros en fonction du type de réacteur choisi. La décision finale d’investissement est attendue d’ici 2028 pour un début de construction en 2032.

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Le prix de l’électricité produit par les énergies renouvelables va continuer de baisser

Les experts de BloombergNEF estiment qu’une nouvelle fois en 2025, les prix de production d’électricité à partir de sources renouvelables vont baisser. Ils livrent leurs chiffres et avancent quelques explications.

En 2010, selon les chiffres de l’International Renewable Energy Agency (Irena), l’électricité solaire coûtait 414 % plus cher à produire qu’une électricité issue d’une centrale alimentée aux combustibles fossiles. En 2023, la tendance s’était inversée. Le coût moyen pondéré, à l’échelle mondiale, de l’électricité (LCOE) produite par les nouveaux projets photovoltaïques était inférieur de 56 % à la moyenne des alternatives fossiles. Le LCOE de l’éolien terrestre avait baissé de 3 % et ceux de l’éolien en mer et de l’hydroélectricité de 7 %.

Finalement, plus de 80 % des énergies renouvelables nouvellement installées cette année-là l’ont été avec des coûts inférieurs à ceux des combustibles fossiles. En 2024, les nouveaux projets se sont multipliés. Les coûts ont encore baissé. Et voici qu’un rapport de la Bloomberg New Energy Foundation — le Levelized Cost of Electricity de la BNEF, publié pour sa seizième année, couvre 29 technologies dans plus de 50 pays — annonce qu’ils vont continuer à diminuer durant l’année à venir : de 2 à 11 %.

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La Chine au cœur des baisses de prix des renouvelables

Les experts du cabinet d’étude dédié à la transition énergétique notent que « les nouveaux parcs éoliens et solaires sont déjà moins chers que les nouvelles centrales au charbon et au gaz en termes de coût de production sur presque tous les marchés du monde ». Et malgré les droits de douane récemment imposés par certains pays pour ralentir le déferlement des technologies chinoises, Bloomberg s’attend toujours à une baisse des coûts de l’électricité produite par les renouvelables de 22 à 49 % supplémentaires d’ici 2035.

Comme principal facteur de la baisse des coûts observés en 2024, les immenses capacités de production à bas prix de la Chine. En moyenne, le pays produit un mégawattheure d’électricité 11 à 64 % moins cher que n’importe qui d’autre. L’éolien est un exemple marquant. Son prix augmente dans le monde depuis 2020. Mais il baisse en Chine. L’électricité produite par des éoliennes terrestres, par exemple, y coûte environ 24 % de moins que la référence mondiale de 38 dollars par mégawattheure. « La tendance générale à la réduction des coûts est désormais tellement forte que personne, pas même le président Trump, ne pourra l’arrêter », commente Matthias Kimmel, responsable du département « économie de l’énergie » chez BNEF.

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Ce stockage d’énergie géothermique pourrait intéresser les centres de données

Aux États-Unis, une nouvelle technologie de stockage thermique souterrain est à l’étude pour réduire la consommation électrique des centres de données. Ce système vise à fournir une source de refroidissement lors des pics de demande, notamment pendant les heures les plus chaudes de la journée.

Au cours des prochaines années, la demande en énergie des centres de données est prévue d’exploser, une hausse drastique liée à la croissance fulgurante de l’intelligence artificielle et des services numériques. D’ici 2030, elle pourrait représenter jusqu’à 9 % de la production nationale aux États-Unis, selon une étude de l’Electric Power Research Institute. Pour limiter l’impact de cette hausse sur le réseau électrique, le Département américain de l’énergie finance un projet piloté par le National Renewable Energy Laboratory (NREL). Ce projet propose un système de stockage géothermique pour refroidir les équipements. Un enjeu majeur, puisque le refroidissement représenterait à lui seul près de 40 % de la consommation énergétique annuelle des centres de données.

Une batterie pour stocker du froid

Baptisé Cold underground thermal energy storage (Cold UTES), ce projet repose sur un nouveau type de stockage souterrain d’énergie thermique à froid. Le NREL n’a pas encore révélé les détails de sa technologie, mais d’après le communiqué, l’idée est de créer une sorte de batterie souterraine capable d’accumuler du froid. Celle-ci fonctionnera par cycles de charge/décharge, et sera connectée aux systèmes de refroidissement existants des centres de données.

Le principe est simple : durant les heures les plus fraîches où la demande en refroidissement est la plus faible, l’électricité sera utilisée pour produire et stocker du froid. En période de forte demande, cette énergie stockée sera ensuite récupérée pour refroidir directement les équipements. Ce système permet de réduire la charge de refroidissement des centres de données, c’est-à-dire la quantité de travail nécessaire pour maintenir les serveurs à température, et ainsi de diminuer la consommation énergétique. Le Cold UTES peut servir aussi bien de stockage de courte durée que de longue durée, allant jusqu’à l’échelle saisonnière. Dans ce cas, le froid accumulé en hiver est utilisé pendant l’été.

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Pour l’instant, le projet en est encore à sa phase d’étude de faisabilité technique et économique. Le NREL prévoit par ailleurs d’étudier l’évolution de la charge de refroidissement des centres de données sur les 30 prochaines années lorsque la technologie sera intégrée. À terme, Cold UTES devrait être déployé à grande échelle à travers le pays, réduisant ainsi la pression exercée sur le réseau électrique national et limitant le besoin d’en augmenter la capacité.

 

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Le stockage éternel de chaleur est-il dans une impasse technologique ?

C’est un ensemble de technologies qui avaient fait parler d’elles, il y a quelques années, mais qui ne sont plus guère citées dans l’actualité. Et pourtant, elles promettaient de stocker la chaleur indéfiniment. Ont-elles été définitivement abandonnées ? Prenons un peu de recul.

C’est un container semblable à nul autre qui a été modifié sur un parking dans la région de Zurich. Ce sont environ 18 m² de capteurs solaires thermiques qui ont été ajoutés sur son toit et sur une de ses faces. À l’intérieur, une tuyauterie complexe relie plusieurs réservoirs à un réacteur central. Et dans ce réacteur, se produit une réaction bien particulière. Lorsque la lumière du soleil réchauffe les capteurs à l’extérieur, la chaleur produite permet d’assécher une solution de soude, c’est-à-dire d’en extraire l’eau et de la concentrer. Inversement, lorsqu’il n’y a plus de chaleur solaire, l’eau est réinjectée dans la solution de soude concentrée. Et cette dernière réaction produit une grande quantité de chaleur.

C’est une réaction tout à fait connue, que peut-être certains de nos lecteurs ont déjà expérimentée en travaux pratiques de chimie : il faut diluer la soude dans l’eau, et pas l’inverse, et ce très lentement, afin de ne pas risquer de surchauffe du mélange et des projections dangereuses. Et c’est cette réaction, réversible, qui permet de concevoir un système de stockage de la chaleur.

C’est l’expérience qu’a menée l’équipe de Benjamin Fumey, pour démontrer la possibilité de stocker la chaleur solaire dans la soude. Il s’agissait du projet COMTES, financé par l’Union européenne. Au cours de leurs essais menés en 2015 et en 2016, ils ont pu restituer une puissance thermique de 1 kW. Mais ils ont également rencontré des difficultés techniques, liées à la conception du réacteur. Leurs résultats sont décrits dans leur article publié dans la revue Energy Procedia, accessible en source ouverte.

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Le stockage thermochimique permet de conserver indéfiniment la chaleur

La technique utilisée par l’équipe suisse fait partie d’un éventail de technologies, généralement désignées par l’acronyme TCES, pour Thermochemical Energy Storage. Elles ont pour finalité de stocker la chaleur, en utilisant des réactions réversibles qui absorbent de la chaleur (endothermiques) lors de la phase de charge du stockage, et qui produisent de la chaleur (exothermiques) lors de la phase de décharge.

Il faut bien distinguer le TCES de deux autres types de stockages par chaleur. Tout d’abord le stockage par chaleur sensible, basé sur la variation de température d’un matériau, qui est le principe utilisé dans un ballon-tampon, ou une simple bouillotte. Il se distingue également des systèmes basés sur le changement de phase d’une substance (chaleur latente), par exemple, de la glace, comme dans le concept de ballon de glace de la société Boreales.

En général, les TCES bénéficient généralement d’une plus grande densité énergétique que ces autres systèmes, et surtout, en principe, ils ne perdent pas d’énergie au cours du stockage. En effet, la chaleur est stockée de manière pérenne dans les liaisons chimiques entre les substances utilisées ; en particulier, il n’y a pas besoin d’isoler thermiquement le réservoir pour limiter au maximum les pertes de chaleur. La majorité des pertes d’énergie ne se produisent ainsi qu’au cours des phases de chargement et de déchargement, comme dans un accumulateur électrochimique comme les batteries Li-ion.

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Les projets n’ont cependant pas abouti

Malheureusement, les expérimentations menées n’ont pas encore permis d’aboutir à la mise sur le marché de systèmes de stockage opérationnels. Un des projets les plus avancés était celui de la société SaltX, en partenariat avec Vatenfall, sur la centrale de Reuter West. Une installation de taille importante avait été mise en service en avril 2019. Elle devait stocker 10 MWh. Il semblerait qu’elle ait fonctionné correctement. Elle a toutefois été rapidement démantelée. Depuis, la société SaltX utilise sa technologie pour la calcination, plutôt que pour le stockage de chaleur ; sur son site internet, elle propose toutefois sa technologie pour du stockage d’énergie si des clients se montrent intéressés.

Il faut dire que de nombreux désavantages ont été identifiés pour cette technologie, comme le révèle une étude par N’Tsoukpoe et Kuznik en 2021. En pratique, ce type de stockage montre bien des pertes de chaleur avec le temps. Par ailleurs, les matériaux restent coûteux au regard de la valeur économique de l’énergie stockée. Les auteurs recommandent ainsi une évaluation complète de ces systèmes, avant de mener tout projet de développement. Est-ce un dernier clou dans le cercueil de cette technologie ?

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Mais l’histoire n’est pas finie

Les technologies de stockage d’énergie thermochimiques sont toujours citées dans les options d’avenir pour le stockage de la chaleur. Par exemple, elles figurent en bonne place dans le rapport de la Commission Européenne intitulé Novel Thermal Energy Storage in the European Union, de 2023. Le rapport note toutefois que leur leur niveau de maturité technologique est moins élevé que des solutions concurrentes, au mieux de 7 sur l’échelle TRL (Technology Readiness Level), c’est-à-dire le niveau de l’échelle pilote.

De nombreuses recherches sont toujours en cours. Citons ne serait-ce que cette étude de 2024 de chercheurs italiens de l’école polytechnique de Milan et de l’institution de recherche RSE. Ils ont pu tester un prototype avec diverses zéolites, un minéral constitué d’un squelette d’aluminosilicate et d’un réseau très dense de micropores. Lorsque de l’air humide est insufflé dans la zéolite, l’humidité est adsorbée à la surface de la zéolite, ce qui produit de la chaleur, et chauffe l’air. Inversement, insuffler de l’air chaud et sec permet de sécher la zéolite et de la préparer pour une restitution ultérieure de chaleur. Tant que la zéolite sèche reste à l’abri de l’humidité, le stock d’énergie est ainsi conservé. L’expérience a pu mieux comprendre ce genre de système, les cas où il se montre plus efficace que d’autres, et estimer son efficacité énergétique globale à environ 50 %.

Le stockage d’énergie thermochimique est-il donc dans une impasse ? Non, car ces solutions n’ont pas été abandonnées. Même s’il faut toutefois fortement tempérer ses possibilités pratiques aujourd’hui. Ainsi, ce n’est malheureusement pas demain que vous pourrez équiper votre maison d’un système de stockage thermochimique qui stockera le surplus de chaleur de vos capteurs thermiques, pour la restituer l’hiver prochain. Mais peut-être après-demain ?

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Prise connectée : voici notre sélection des modèles au meilleur rapport qualité/prix

Rien de mieux qu’une prise connectée pour piloter à distance un éclairage ou toute sorte d’appareil électrique à brancher, et même mesurer leur consommation d’énergie. De nombreux modèles sont désormais commercialisés, à des prix de plus en plus bas. Nous avons sélectionné les meilleures prises connectées du marché.

Terrain de jeu presque illimité, la domotique a cela de passionnant qu’elle rend ludique l’optimisation du quotidien et la gestion de l’énergie. De la simple programmation des éclairages, à de complexes systèmes de pilotage d’un logement, cet univers est très vaste, et commence souvent par une simple prise connectée.

C’est d’ailleurs pour cette raison que nous avons eu envie de nous balader à travers le web et les grandes surfaces de bricolage, pour vous dévoiler notre top 5 des meilleures prises connectées du marché. On vous avoue que face à un marché aussi dense, on n’a pas pu résister à l’idée de rajouter un produit bonus.

La domotique n’a pas toujours été aussi accessible. Il y a encore quelques années, plusieurs protocoles de communication se livraient une guerre sans merci, piégeant chaque utilisateur n’ayant pas attentivement vérifié la compatibilité d’un nouvel appareil. Mais aujourd’hui, ce vaste univers devient de plus en plus abordable, notamment grâce au recours massif aux réseaux Wi-Fi à la place de protocoles radio spécifiques. Voici notre sélection des meilleures prises du marché.

– La prise connectée KONYKS Priska Max 3

En matière de domotique, la réputation de l’entreprise française Konyks n’est plus à faire. Elle propose, depuis plusieurs années maintenant, des produits aussi faciles à installer que pratique à installer. Cette dernière génération de prise connectée ne fait pas exception. Pour un tarif plutôt contenu, elle permet de piloter un appareil à distance, de le programmer ainsi que de suivre sa consommation avec une grande facilité.

Elle peut être connectée via le Bluetooth, et fonctionne à merveille sur le Wi-Fi de la maison, à condition qu’il émette en 2,4 GHz. Outre l’application ultra-complète, qui permet de contrôler tous les appareils de la marque, on apprécie l’encombrement réduit de la prise qui saura se faire oublier.

– La prise connectée TAPO P115

Très proche de la Konyks Priska Max 3, la P115 de chez Tapo a l’avantage d’un prix légèrement moins élevé. La qualité de fabrication reste remarquable, et l’encombrement particulièrement réduit. On regrette l’absence de Bluetooth, même si l’installation se fait tout de même facilement. Comme la Priska, l’application est ici excellente. Il est possible de piloter et programmer la prise, tout en suivant sa consommation électrique.

 

– La prise connectée PHILIPS Hue Smart Plug

À première vue, la prise connectée de chez Philips ne semble pas au niveau de ses concurrentes. Néanmoins, elle dispose d’avantages indéniables qui la rendent tout indiquée dans certains cas. Cette prise ne se connecte pas directement en Wi-Fi, mais utilise le système Zigbee, un protocole sans fil dédié à la domotique. Ce protocole a l’avantage d’être peu gourmand en énergie, et de bénéficier d’une large compatibilité. Néanmoins, pour l’utiliser, il faut nécessairement avoir un module dédié qui rendra tous les produits compatibles accessibles via le Wi-Fi. Chez Philips, ce module appelé Hue Bridge coûte une cinquantaine d’euros. Sans ce module, il est toujours possible de contrôler la prise, mais uniquement en Bluetooth.

Malgré cet inconvénient, Philips a l’avantage d’avoir développé un écosystème de domotique facile à installer, compatible avec plusieurs assistants vocaux, et très poussés en terme de gestion des lumières.

– La prise connectée LEGRAND Céliane with Netatmo

Pour les plus bricoleurs d’entre vous, on ne pouvait pas résister à l’idée de proposer une dernière prise connectée. Pas tout à fait comme les autres, elle se distingue malheureusement par un prix plutôt élevé, et une connectivité qui ne fait pas l’unanimité.

En revanche, il s’agit d’une prise murale de la marque Legrand et de la gamme Celiane, qui permettra une intégration absolument parfaite. C’est simple : au premier coup d’œil, impossible de deviner qu’il s’agit d’une prise connectée. Malheureusement, elle doit nécessairement être intégrée à l’écosystème Netatmo développé par Legrand. Vous devrez donc faire l’acquisition du kit de démarrage dédié pour pouvoir l’utiliser.

Prises connectées : tout ce qu’il faut savoir

Comment fonctionne une prise connectée ?

Une prise connectée se branche entre un appareil électrique et une prise murale classique. Grâce à une connexion Wi-Fi, Bluetooth ou Zigbee, elle permet d’allumer, d’éteindre ou de programmer l’appareil à distance via une application mobile ou un assistant vocal. Certains modèles intègrent un suivi de consommation, pratique pour optimiser l’usage de l’énergie.

Quels sont les avantages d’une prise connectée ?

Une prise connectée offre plusieurs avantages : automatisation des appareils, contrôle à distance, économies d’énergie et compatibilité avec les écosystèmes domotiques. Elle permet, par exemple, d’éteindre des appareils en veille, de programmer l’éclairage ou encore de simuler une présence en cas d’absence.

Quelle est la différence entre Wi-Fi, Zigbee et Bluetooth ?

Les prises Wi-Fi se connectent directement à votre réseau domestique et ne nécessitent pas de hub. Les prises Zigbee utilisent un protocole dédié nécessitant un pont (hub) pour fonctionner, mais elles sont plus fiables et consomment moins d’énergie. Les modèles Bluetooth offrent une connexion locale, mais leur portée est limitée.

Est-ce que toutes les prises connectées sont compatibles avec les assistants vocaux ?

Non, la compatibilité varie selon les modèles. Certaines prises fonctionnent avec Alexa, Google Assistant ou Siri, tandis que d’autres nécessitent un écosystème dédié comme Hue Bridge pour Philips Hue ou Netatmo pour Legrand. Vérifiez toujours la compatibilité avant l’achat.

Les prises connectées consomment-elles beaucoup d’énergie ?

La consommation d’une prise connectée est généralement faible (entre 0,3 et 1 watt en veille). L’impact sur la facture est minime, surtout comparé aux économies d’énergie qu’elle peut générer en coupant automatiquement certains appareils en veille.

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Casser l’eau avec de la lumière pour produire de l’hydrogène, c’est possible

« La simplicité est la sophistication suprême » a dit Léonard de Vinci. Garder les choses simples est toujours une injonction de bon sens, même si elle n’est pas toujours facile à mettre en œuvre. Cette start-up australienne veut résoudre ainsi un défi de taille de la transition énergétique : la production massive d’hydrogène.

La voie la plus connue aujourd’hui pour produire l’hydrogène décarboné est l’électrolyse. Il faut, pour ce faire, produire en premier lieu de l’électricité propre, par exemple, en convertissant le rayonnement solaire en électricité par une centrale photovoltaïque, puis ensuite utiliser cette électricité pour produire de l’hydrogène vert par électrolyse de l’eau. Au total, ce sont deux étapes qu’il faut prévoir. Peut-on faire plus simple, comme l’a recommandé Léonard de Vinci ?

C’est possible, en utilisant, par exemple, le procédé dit de craquage de l’eau par photocatalyse (Photocalytic Water Splitting en anglais, ou PWS). Avec cette approche, on utilise de la lumière pour casser la molécule d’eau en deux, c’est-à-dire d’une part l’oxygène, et d’autre part l’hydrogène. Pour cela, il faut une grande quantité de lumière, ayant une énergie suffisante et des catalyseurs, par exemple, du dioxyde de titane (TiO2).

Schéma du concept / Infographie : Sparc Hydrogen.

Un projet australien qui avance vite

Sparc Hydrogen a lancé un projet pilote pour maîtriser cette technologie. Il s’agit d’une joint-venture qui regroupe Sparc Technologies, société spécialisée dans les technologies de la transition énergétique, Fortescue, un investisseur dans ce type de projets, et l’Université d’Adélaïde. L’installation ressemblera à une centrale solaire à concentration, constituée de rangées de miroirs (de technologie Fresnel) faisant face à une tour, où la lumière sera concentrée pour produire la réaction de photocatalyse.

Pour appuyer ce projet, la start-up se base sur les résultats positifs obtenus à l’aide d’une centrale de recherche implantée à proximité de la ville de Newcastle, au sud-est de l’Australie. La campagne d’essais s’est déroulée entre 2023 et 2024, et permettra d’appuyer la conception en cours de la centrale pilote, à plus grande échelle, qui sera installée à proximité d’Adélaïde, dans le sud du pays. La joint-venture vient de décider la construction de la centrale pilote, qui devrait voir le jour à mi-2025.

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On a testé le kit solaire prêt à brancher Preasy de DualSun

Les kits solaires sont de petites centrales photovoltaïques de quelques centaines de watts-crête, qui peuvent fournir une petite production solaire avec une facilité d’installation déconcertante. Le choix devient pléthorique, et c’est une excellente nouvelle. Pour s’y retrouver, aujourd’hui, nous testons le kit Preasy de l’entreprise française DualSun.

Présentation du kit solaire DualSun Preasy

Le kit solaire Preasy de DualSun est constitué d’un panneau photovoltaïque bifacial de technologie TOPCON, de type N ; ses cellules sont monocristallines et d’aspect noir. Il est monté sur deux armatures latérales, en métal au revêtement décoratif aspect bois, qui permettent de redresser le panneau avec un angle de 30° environ. Du fait de cette conception, le panneau est aéré et peut produire par ses deux faces, de façon à améliorer son rendement.

La puissance nominale d’un kit est de 420 Wc ; il est possible d’en connecter un maximum de deux pour un total de 840 Wc. Pour des puissances supérieures, Dualsun renvoie vers son réseau de professionnels pour construire une installation sur-mesure, par exemple, en toiture.

Les dimensions dépliées sont de 107 cm x 178 cm (soit de l’ordre de 2 m² au sol) pour une hauteur de 74 cm. Le poids du panneau est donné à 36 kg. Comme la plupart des kits photovoltaïques dits plug and play, le Preasy se connecte au secteur, sur une installation triphasée ou monophasée, avec ou sans Linky – DualSun précise toutefois que l’installation électrique du logement doit être raccordée au réseau public, pour la bonne synchronisation de ses micro-onduleurs. Nous avons contacté DualSun à ce propos, qui nous indique avoir fait ce choix pour des raisons d’encombrement : « les onduleurs qui fonctionnent sans réseau électrique sont beaucoup plus volumineux et peu adaptés à l’usage pratique du Preasy. ». Ajoutons que le câble de connexion au réseau mesure 10 mètres.

De longues durées de garantie

Le produit est garanti 25 ans pour le panneau et pour le micro-onduleur ; en ce qui concerne le panneau, sa garantie peut être étendue à 5 ans, sous conditions. Les performances sont garanties jusqu’à 80 % de rendement sur 30 ans. Il peut être relevé que les kits sont assemblés en France, dans l’usine de Jujurieux, près de Lyon ; c’est dans cette même usine qu’est produite la partie thermique et qu’est réalisé l’assemblage des panneaux hybrides Spring de DualSun. Les panneaux photovoltaïques du Preasy, en revanche, sont bien fabriqués en Chine.

Le produit n’est pas vendu directement en ligne ; DualSun, en effet, a choisi de confier la distribution à son réseau professionnel. Pour ce faire, le client peut se rendre sur le site de la société pour solliciter un installateur partenaire. Le prix conseillé par DualSun est de 680 € TTC par panneau, auxquels peuvent s’ajouter des frais de services et de montage si nécessaire. Cependant, les boutiques qui le commercialisent actuellement proposent un tarif autour de 900 € TTC, ce qui est particulièrement cher pour un kit solaire de seulement 420 Wc.

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Montage et installation du kit solaire DualSun Preasy

Le montage du kit Preasy est très facile. DualSun promet 5 minutes de montage, nous devons admettre avoir pris un peu plus de temps, sans que cela devienne toutefois déraisonnable : de l’ordre de 30 minutes. Il faut être deux pour manœuvrer les composants sans risquer de les endommager, et on ne peut que recommander de bien protéger le sol pour éviter toute mésaventure.

DualSun fournit des attaches pour le passage du câble autour de l’armature, pour le cas où le câble doive passer du côté opposé. C’est peut-être l’opération qui prend le plus de temps. Vient ensuite le lestage du panneau. Celui-ci est réalisé par deux ballasts plats en plastique, posés sur un système de grilles. Ces ballasts peuvent être remplis de 15 L d’eau ou de 24 kg de sable. Nous avons opté pour l’eau, et c’est assez aisé de les remplir. À noter que DualSun permet de monter les panneaux verticalement sur un mur, nous n’avons pas toutefois testé cette possibilité.

La localisation des panneaux est bien sûr très importante, et peut conduire à quelques réflexions. En premier lieu, les panneaux doivent être orientés au mieux, c’est-à-dire le plus possible vers le sud, en minimisant les ombres portées par les arbres et les bâtiments à chaque moment de la journée. Par ailleurs, sans que ce soit obligatoire, il est préférable de les placer sur une surface dure, sans végétation ; dans le cas contraire, il sera nécessaire de le déplacer régulièrement pour pouvoir tailler régulièrement la végétation autour. Le Preasy doit également être à portée du câble secteur, et à portée du WiFi (pour transmettre les informations). Trouver le meilleur emplacement peut ainsi demander quelques essais.

Branchement électrique et connectivité

Le branchement est d’une grande simplicité : directement sur le secteur. Il ne faut que quelques minutes pour que le boîtier de monitoring se connecte et commence à produire. Pour ce qui est de la connectivité internet, celle-ci est d’une grande facilité également : après avoir installé l’application MyDualSun sur son smartphone, on se connecte au boîtier d’abord par Bluetooth, ce qui permet ensuite de connecter le Preasy au WiFi, et donc à internet. L’application permet ensuite de suivre la production.

L’application fournit des données nombreuses :

  • La courbe de production en temps réel, pour chaque jour, ainsi que la courbe d’ensoleillement ;
  • L’historique de production, sur 30 jours, ou fournissant mois par mois, la production totale, les économies d’électricité et les économies de CO2 réalisées.

Une fois le kit connecté, l’installation doit être déclarée, par le biais d’une Convention d’Autoconsommation Sans Injection (CACSI) auprès d’Enedis. DualSun fournit un guide pas à pas pour remplir cette formalité. À noter que cette déclaration ne permet pas de conclure un contrat de vente d’électricité ; pour ce faire, il faut une installation en dur de plus grande puissance, par exemple, en toiture.

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Test de production du kit solaire DualSun Preasy

Nous avons pu tester également la production. Les conditions de production dépendent fortement de la localisation du logement, de la disposition du panneau et des conditions météorologiques. Les données ci-dessous ne seront donc représentatives que du test lui-même, et ne doivent être vues que comme un aperçu.

Nous avons installé le Preasy dans le Jura, quasiment face au sud ; son emplacement n’est toutefois pas tout à fait optimal, car des ombres s’y portent en matinée et le soir. Du fait des panneaux noirs et de son armature aspect bois, il présente un certain style, qui a été remarqué.

Les panneaux ont été testés de début septembre 2024 à mi-janvier de cette année. Les conditions d’ensoleillement ont été loin d’être au beau fixe, aussi la production d’électricité n’a pas été à son meilleur. À plusieurs reprises, la puissance a quasiment atteint son maximum théorique, avec quelques périodes à près de 400 W (soit 95 % d’une puissance nominale de 420 Wc).

Sur le mois de septembre, ce sont 31 kWh qui ont été produits (à partir du 05 septembre jusqu’à la fin du mois). Quelques minimums de l’ordre de 0,1 – 0,2 kWh se sont produits, avec, par exemple, 0,16 kWh le 26 septembre, caractérisé par une météo exécrable. La production maximale quotidienne a été de 2 kWh, observée le 15 septembre avec une belle courbe en cloche. La production a ensuite suivi la diminution de la ressource en lumière solaire : octobre à 27 kWh, novembre à 19 kWh et décembre à 16 kWh.

Il peut être relevé que plusieurs épisodes de vent fort ont été observés pendant le test, qui n’ont pas été sans effet sur le mobilier de jardin. En revanche, le Preasy, bien lesté, n’a pas bougé d’un pouce.

Économies réalisées

La production totale, incluant une partie du mois de janvier, est de 107 kWh. L’application les convertit en 26,84 € économisés, sur la base du tarif bleu réglementé d’EDF en option base en 2024. Il faut noter que le montant économisé est une économie potentielle, car pour réaliser ces économies en réalité, il faut pouvoir, à chaque instant, consommer la totalité de l’électricité produite par le Preasy. Dans le cas contraire, l’électricité est livrée sur le réseau, sans rémunération. Pour maximiser la part autoconsommée, il peut être utile de repenser ses usages de l’électricité pour les concentrer sur les périodes de maximum de production.

Il n’est pas aisé d’extrapoler l’économie à l’échelle de l’année, car la production sera plus élevée en été, dans une proportion complexe à estimer. Par ailleurs, la période écoulée n’a pas du tout été favorable pour la production photovoltaïque : beaucoup de nuages, beaucoup de pluie. On rappelle toutefois que plus de 95 % de la puissance nominale ont bien été atteints en pratique, ce qui implique que le panneau devrait avoir une bonne productivité sur une année complète.

Pour finir, en ce qui concerne les économies de carbone, l’application indique 28,8 kg-CO2 économisés, soit 270 g-CO2/kWh, ce qui correspond à l’intensité carbone du réseau européen. On relève que l’intensité carbone de l’électricité française est nettement plus faible ; substituer l’électricité du réseau français par l’électricité du PREASY ne permet vraisemblablement pas de réaliser de telles économies dans le cadre du mix électrique français.

Test du kit solaire DualSun Preasy : notre verdict

Finalement, le kit Preasy est un kit solaire à l’aspect élégant, d’une grande facilité d’installation et facile à connecter. Pour ce que nous avons pu tester, ses performances sont conformes aux spécifications du fabricant. DualSun propose en outre un accompagnement complet par son réseau d’installateurs.

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2024, l’année de tous les records pour la France en matière d’électricité ?

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.

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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.

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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.

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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.

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Plug, baby, plug : quand l’électricité nucléaire française tacle le pétrole américain

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 ».

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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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Nouvelles heures creuses : ce qui va vraiment changer pour les consommateurs d’électricité

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.

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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.

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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.

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À quoi serviront les 100 milliards d’euros promis au réseau électrique français ?

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.

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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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Ces projets de forages pétroliers en France métropolitaine qui font polémique

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 ».

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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 ».

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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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Le chauffage au bois interdit en 2027 grâce à une nouvelle norme européenne ?

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.

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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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