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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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Cette méga pompe à chaleur fonctionne au propane et c’est une petite révolution

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 !

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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.

Le Global warming potential (GWP) : un indice sur le pouvoir réchauffant d’un gaz

Le potentiel de réchauffement d’un gaz est un indice de comparaison d’un gaz, qui permet de quantifier la contribution potentielle d’un gaz au réchauffement climatique, en comparaison au dioxyde de carbone. Ce dernier affiche donc naturellement une valeur de 1.

D’autres gaz sont considérés comme beaucoup plus réchauffants, en voici quelques exemples :

  • 1 kg de méthane = 27 kg de CO2 sur 100 ans,
  • 1 kg de protoxyde d’azote = 273 kg de CO2 sur 100 ans,
  • 1 kg de R32 = 675 kg de CO2 sur 100 ans.

Si vous vous demandez pourquoi le R22 est totalement interdit en Europe depuis 2015, l’une des raisons concerne son GWP, dont la valeur atteint 1 810. En d’autres termes, 1 kg de R22 équivaut à presque 2 tonnes de CO2 !

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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La France, futur paradis de l’intelligence artificielle grâce à son mix électrique bas-carbone ?

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.

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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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Les panneaux solaires deviennent obligatoires sur les toits de cette ville

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.

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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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Le casse-tête pour démocratiser les synergies entre voitures électriques et bâtiments

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.

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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 ».

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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).

La V1G, ça existe aussi

La recharge bidirectionnelle, qui est encore contrainte par de nombreux sujets techniques, sécuritaires et législatifs, pourrait passer, dans un premier temps, par le développement du pilotage dynamique monodirectionnel. Celui-ci consiste à moduler les périodes de recharge des voitures électriques en fonction de paramètres évolutifs ou d’événements extérieurs. Il peut s’agir d’un signal tarifaire, mais également de la puissance maximale qu’un bâtiment peut délivrer, ou encore de la météo.

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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Airbus met les aérofreins sur son projet d’avion à hydrogène

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.

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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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Cette étrange taxe solaire pourrait-elle débarquer en France métropolitaine ?

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.

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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.

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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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Ces voitures électriques ont alimenté des maisons pendant une tempête en Irlande

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 ».

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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.

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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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Voici les offres d’électricité les moins chères en février 2025

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 %.

Le médiateur national de l’énergie, meilleur moyen de comparer les fournisseurs d’énergie

Le comparateur mis en place par le médiateur national de l’énergie constitue la solution la plus pratique pour comparer les offres des fournisseurs d’énergie, tant pour le gaz que pour l’électricité. Ce comparateur permet de se faire une idée des tarifs de chaque fournisseur en fonction de sa propre situation, en termes de compteur ou de consommation. 

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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La baisse de consommation du chauffage devrait compenser la hausse de la climatisation avec le changement climatique

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.

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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.

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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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Cette marque française lance une pompe à chaleur air/air monobloc à installer soi-même

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.

Fiche technique de la PAC monobloc Airton

 

En mode chauffage

En mode climatisation

Puissance thermique

2,36 kW

2,35 kW

Puissance électrique

0,76 kW

0,9 kW

Température extérieure minimale de fonctionnement

-15 °C

-10 °C

Température extérieure maximale de fonctionnement

+24 °C

+43 °C

COP

3,1

 

EER

 

2,6

Classe énergétique

A

Débit d’air

480 m³/h

Volume sonore

56 dB

Type de gaz

R32

Dimensions

615 × 965 × 200 mm

Poids

36,2 kg

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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Ce réacteur imite la photosynthèse pour produire de l’hydrogène à partir du soleil

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).

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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.

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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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Avec son simulateur, Beem veut faciliter l’installation de panneaux solaires et batteries

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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« Baisser le chauffage de 1°C permet 7 % d’économies d’énergie » : pourquoi c’est désormais faux ?

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.

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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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EPR de Flamanville : quels sont ces problèmes de vibration qui entachent le démarrage du réacteur ?

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.

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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.

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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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C’est quasi officiel : les horaires des heures pleines et heures creuses vont changer

Si vous aviez pour habitude, la nuit, de recharger votre voiture électrique, de faire tourner lave-vaisselles et autres lave-linges, vous allez peut-être devoir revoir votre routine. La CRE s’apprête à modifier l’option heures pleines/heures creuses. 

Voilà une nouvelle qui devrait concerner près de 15 millions de foyers français. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) devrait bientôt officialiser la modification de l’option heures pleines/heures creuses. Établie en 1965, celle-ci devait permettre de lisser la demande en électricité, en incitant notamment les français à consommer la nuit, lorsque les centrales nucléaires continuaient à produire alors que la consommation nationale diminuait.

Aujourd’hui, 6 millions de Français disposent déjà de quelques heures creuses en journée. Mais la CRE veut étendre ce fonctionnement aux 9 millions de foyers qui possèdent toutes leurs heures creuses pendant la nuit.

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Lisser la demande d’électricité pour s’adapter au pic de production photovoltaïque

Emmanuelle Wargon a donc annoncé au micro de RMC, le 30 décembre dernier, qu’il n’y aurait plus que 5 heures creuses la nuit au lieu de 8 heures. Selon la présidente de la CRE, ces 5 heures creuses seraient suffisantes pour recharger un véhicule électrique, tout en permettant aux consommateurs de profiter de 3 heures creuses supplémentaires en journée.

Surtout, ces heures creuses en journée résoudraient un problème de plus en plus présent lié au développement des énergies renouvelables : la « Duck Curve ». Ce terme désigne la hausse de la production photovoltaïque à un moment où la demande d’électricité, elle, reste relativement faible. Placer des heures creuses à ce moment de la journée devrait donc permettre d’encourager la consommation d’électricité au pic de production des centrales photovoltaïques. Si tout se passe comme prévu, cette mesure devrait être mise en application à partir du second semestre 2025.

Enfin, la présidente de la CRE a annoncé que les nouveaux tarifs, entrés en vigueur le 1ᵉʳ février, avaient été calculés pour 4 ans. De ce fait, il n’y aurait « pas d’augmentation massive dans les quatre prochaines années ». On imagine également que de nouvelles baisses des prix de l’électricité ne sont pas prévues.

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Voici la consommation réelle d’un climatiseur réversible premier prix en hiver

Pour se chauffer à l’électricité sans se ruiner, la pompe à chaleur air/air, aussi appelée « climatiseur réversible », peut être une bonne solution. Mais quelle est sa consommation réelle d’électricité en plein hiver ? Pour le savoir, nous avons installé un petit compteur électrique sur le modèle de pompe à chaleur le moins cher du marché. L’appareil, destiné à chauffer une pièce de 25 m² très mal isolée, a subi des températures extérieures allant jusqu’à –6,5 °C. Voilà le résultat.

Convecteurs électriques ou pompe à chaleur ? Pour chauffer cet ancien débarras de 25 m² chichement isolé et récemment transformé en pièce à vivre, nous n’avions que deux options dans la balance. D’un côté, investir 300 euros dans deux radiateurs électriques connectés de 1 500 W très gourmands en électricité. De l’autre, acheter un climatiseur réversible premier prix à installer soi-même, vendu 700 euros, mais nettement plus sobre.

Chauffer une pièce mal isolée avec une pompe à chaleur : et pourquoi pas ?

Si la seconde option est 2,3 fois plus coûteuse que la première à l’achat, nous avons souhaité privilégier les économies d’énergie en choisissant la pompe à chaleur (PAC). D’autant que la pièce à chauffer est une véritable passoire thermique : traversante, elle est équipée de deux grandes baies en simple vitrage dont le remplacement par des modèles plus isolants est chiffré entre 6 500 et 9 000 euros selon les devis. Autant dire que c’est inenvisageable. Nous nous sommes donc contentés de doubler les murs intérieurs et le plafond à la laine de roche, pour réduire les pertes autant que ce que notre budget le permettait.

Installée par nos soins en une journée grâce à des liaisons frigorifiques étanches ne nécessitant pas de tirage au vide, la PAC a rapidement délivré ses premières calories. Il s’agit d’un modèle annoncé avec une puissance thermique maximale de 3 700 W en production chaleur, pour une puissance électrique de 1 650 W (groupe extérieur seul), selon la fiche technique.

Attention à la loi !

S’il est tout à fait légal d’installer soi-même une pompe à chaleur, la mise en service, qui consiste à libérer le gaz frigorigène dans le circuit, ne doit être effectuée que par un professionnel qualifié. Ce dernier doit disposer d’une attestation d’aptitude à la manipulation des fluides frigorigènes. Dans notre cas, un proche frigoriste a réalisé gratuitement l’opération, qui est extrêmement simple et rapide. Elle consiste à vérifier l’étanchéité du circuit et à ouvrir une vanne. Si vous n’avez pas la chance d’avoir un frigoriste dans votre entourage, la mise en service vous coûtera entre 150 et 500 €, selon l’appétit du professionnel. Veillez à bien intégrer ces frais dans votre calcul de rentabilité.

Côté confort, la PAC air/air semble nettement plus efficace que des radiateurs électriques. L’unité intérieure souffle un débit d’air chaud soutenu, qui permet de faire passer la température de la pièce de 6 à 19 °C en 40 minutes. Surtout, la température augmente là où en a besoin : proche du sol, et non au plafond, à l’inverse des convecteurs qui ont tendance à stratifier les couches d’air.

Seul bémol jusqu’ici : le volume sonore provenant de l’unité extérieure. Premier prix oblige, elle nous paraît bien plus bruyante que les groupes extérieurs de PAC air/air de grandes marques. Le compresseur, à l’origine du bruit, ne fonctionne toutefois pas en continu et l’intensité de la nuisance est proportionnel à la température extérieure. Nous planifions d’ailleurs le démarrage uniquement en journée, de 7 h à 20 h. La PAC ne fonctionne jamais de nuit, la pièce n’étant occupée qu’en journée.

Ce dernier est installé sur une façade orientée nord, pas idéale, car non exposée directement au soleil, mais il n’y avait pas le choix. Un léger givre se forme sur les ailettes de l’échangeur, le matin, lorsque la température est négative, mais finit par disparaître quelques heures après le lever du soleil.

Quelle performance par temps glacial ?

Durant le mois de janvier, la température la plus basse subie par notre appareil atteint –6,5 °C. Nous avons mesuré la courbe de puissance de la PAC ce jour, le plus froid de l’hiver pour l’instant, dans cette localité proche d’Aix-en-Provence (Bouches-du-Rhône). Elle montre une forte puissance électrique au démarrage : 1 380 W en moyenne et 1 961 W en pic, jusqu’à une température extérieure de 3 °C.

Au fur et à mesure que la température extérieure, mais également intérieure, augmente, la puissance de la machine réduit. En milieu de journée, par 8 °C, elle est d’environ 730 W. Elle s’établit en moyenne à 998 W sur l’ensemble de la journée, ce qui reste assez faible au regard de la température moyenne ce jour, qui est de 1,8 °C. Cette journée que nous pouvons considérer comme glaciale pour une localité du sud-est de la France, la PAC a consommé un total de 12,97 kilowattheures (kWh), soit 2,53 € au tarif actuel de l’électricité (0,195 €/kWh).

Plus économe que des radiateurs électriques, vraiment ?

Une performance que nous pouvons comparer aux 23,4 kWh consommés par les deux convecteurs électriques récents de 1 500 W utilisés le même jour pour chauffer une pièce de taille similaire, mais mieux isolée, au sein du même logement. En se basant sur ces relevés, nous pouvons estimer le coefficient de performance (COP) de notre pompe à chaleur premier prix autour de 2 lors de cette froide journée. Cela signifie que, pour 1 kWh d’électricité consommée, environ 2 kWh de chaleur ont été restitués.

L’affichette technique de l’unité extérieure / Image : RE – HL.

Le mois de janvier n’a pas été très froid dans l’ensemble, avec une température moyenne de 8,2 °C durant la plage de fonctionnement de la PAC. Le jour le plus doux, avec 14,1 °C, l’appareil n’a consommé que 3,77 kWh. Lorsque nous comparons nos deux radiateurs électriques à la PAC sur l’ensemble du mois, on trouve cependant une nette différence. Les deux convecteurs connectés ont consommé 739,79 kWh (soit 144 euros d’électricité) contre 254 kWh (soit 49 euros) pour la PAC. Cette fois, le COP s’élève à 2,9. Il est, en réalité, probablement supérieur puisque la pièce où les radiateurs sont installés est bien mieux isolée que celle où se trouve la pompe à chaleur. Selon la fiche technique de l’appareil, le COP à +7 °C doit normalement se situer à 4.

Le choix de la pompe à chaleur air/air plutôt que de radiateurs électriques semble avoir été le bon, pour l’instant. Le surcoût à l’achat, 400 euros dans notre cas, pourrait être amorti en moins de deux hivers. Il reste à vérifier la tenue dans le temps de cet appareil premier prix, qui n’a pas été installé par un professionnel.

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Chauffage : vous n’avez plus que trois ans pour vous équiper d’un thermostat programmable

La loi change à partir de 2027 : ce ne seront plus seulement les installations neuves qui devront être équipées d’un thermostat, mais également les installations anciennes. Autrement dit tout le monde est concerné par ce décret. Que dit-il ? Nous vous proposons d’y voir un peu plus clair.

Depuis 2018, la loi a rendu obligatoire l’installation d’un thermostat lors de la pose d’une chaudière neuve. Ces exigences ont été renforcées par le décret n°2023-444, signé le 7 juin 2023. Ce décret prévoit en effet qu’un équipement permettant la régulation automatique du chauffage équipe chaque bâtiment au 1ᵉʳ janvier 2027. Cet équipement doit permettre de programmer son chauffage de manière précise, pièce par pièce, et avec un pas horaire.

Il s’agit d’une mesure de sobriété énergétique, visant à permettre de mettre en œuvre des économies d’énergie. En effet, d’après l’Ademe, un thermostat programmable permet d’économiser jusqu’à 15 % des dépenses d’énergie. Si la réglementation précédente ne concernait que les nouveaux systèmes de chauffage, ce dernier décret s’applique également aux installations anciennes. C’est donc un changement important de la manière dont la loi est mise en œuvre en la matière.

Une exigence technique sur la précision du pilotage de la température

Un thermostat associe d’une part la mesure de la température réelle dans la pièce, mais également une modulation de la puissance des systèmes de chauffage vis-à-vis d’une consigne de température. Si la température mesurée est inférieure à la consigne, la puissance de chauffage est augmentée ; inversement, si la température est supérieure à la consigne, le thermostat réduit la puissance, voire suspend le chauffage. Ainsi, il est possible d’atteindre précisément la température de consigne. Un thermostat permet donc de contrôler précisément la température dans une pièce.

Le décret définit assez précisément les thermostats qui sont autorisés. Ils doivent pouvoir être programmables, c’est-à-dire qu’ils doivent permettre de fixer des consignes de température différentes selon les heures de la journée ainsi que selon les jours de la semaine. Le décret définit une gamme minimale de quatre « allures » de chauffage : « confort », « réduit » (avec une commutation automatique entre ces deux dernières), « hors-gel » et « arrêt ».

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Cette définition autorise les systèmes programmables à partir d’un boîtier de commande, mais aussi les thermostats dits « connectés », c’est-à-dire pilotables à partir d’une application à distance installée, par exemple, sur un smartphone ou un ordinateur. Les thermostats dits « intelligents », c’est-à-dire automatisés par exemple vis-à-vis des prévisions météo ou des habitudes de l’utilisateur, sont également autorisés.

En d’autres termes, les thermostats, ou têtes thermostatiques, qui ne disposent que d’un bouton marche/arrête, ou seulement d’un réglage en puissance, sans suivi précis de la température, en revanche seront interdits.

Le décret voit large

Tous les bâtiments sont concernés : logements individuels et copropriétés (incluant celles équipées d’un chauffage collectif), ainsi que les bâtiments tertiaires. Les bâtiments neufs et anciens sont soumis à cette obligation, de manière égale.

Les exceptions sont peu nombreuses. Elles concernent en particulier les systèmes de chauffage dont l’alimentation en combustible n’est pas automatisée, typiquement un poêle à bûche, dont l’alimentation est manuelle. Il est également possible de déroger à la réglementation si une étude permet de démontrer que l’installation n’est pas rentable d’un point de vue technique ou économique.

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Pas de sanction prévue

À ce jour, les moyens de contrôle ainsi que les sanctions n’ont pas été définies dans le décret. Mais il est vraisemblable que de nouveaux décrets en ce sens soient émis d’ici à l’entrée en vigueur de la loi, au 1er janvier 2027.

Pour finir, il faut rappeler que le dispositif Coup de pouce Pilotage a été supprimé le 22 novembre 2024. Il ne permettra donc plus de financer ce type de dispositif, avant qu’un nouveau dispositif soit mis en place – ce qui n’est pas garanti au regard des sévères difficultés de budget rencontrées par les derniers gouvernements. À noter enfin que des solutions gratuites existent pour le chauffage électrique, comme le thermostat Voltalis ou Tiko.

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Relance du nucléaire : doit-on forcément opter pour des EPR2 ?

Alors que l’EPR de Flamanville a fait exploser le budget, le programme des 6 EPR2 semble bien parti pour en faire autant. Doit-on continuer dans cette voie pour assurer l’indépendance énergétique de la France ?

La relance du nucléaire, amorcée par Emmanuel Macron, est-elle vraiment une bonne idée ? À en croire son dernier rapport, la Cour des Comptes semble sceptique. L’institution publique dénonce non-seulement « la rentabilité médiocre » qui attend l’EPR de Flamanville, mais également ce qui manque actuellement pour que le programme de construction de 6 EPR2 soit une réussite.

Dans ce rapport, la Cour des Comptes pointe du doigt « des incertitudes préoccupantes sur l’absence de financement du programme et sur l’avancement de la conception de l’EPR2 ». Aussi, l’institution questionne sur le potentiel impact négatif des chantiers menés à l’étranger par EDF, comme le réacteur de nucléaire Hinkley Point C. Face à cette situation, on pourrait légitimement se poser la question de savoir si le choix de l’EPR2 est le bon, et des potentielles alternatives.

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L’herbe est-elle plus verte ailleurs ?

De leur côté, l’Américain Westinghouse et le coréen KEPCO connaissent, eux aussi, des difficultés avec la mise en service de leurs réacteurs. Westinghouse a bien mis en service un nouveau réacteur en 2023 dans la centrale de Vogtle. Mais ce réacteur, premier modèle AP1000 des USA, a nécessité 10 ans pour un coût de 15 milliards de dollars. KEPCO a récemment mis en service la centrale de Barakah, aux Émirats Arabes Unies. Composée de 4 réacteurs APR1400, elle aurait coûté 24,4 milliards de dollars, soit 6,1 milliards par réacteur pour une durée de travaux de 9 ans pour chaque réacteur.

En réalité, le problème est plus profond qu’une question de design de réacteur, ou d’élaboration d’un budget. Pour s’en convaincre, il suffit de comparer les projets d’Olkiluoto 3, d’Hinkley Point C ou de Flamanville 3 aux deux EPR construits à Taishan. Alors que la durée moyenne des chantiers européens dépasse les 15 ans, les deux EPR chinois ont été construits en moins de 10 ans. De la même manière, face aux 11 milliards d’euros de Olkiluoto 3 et aux 19 milliards de Flamanville 3, chaque EPR chinois n’aurait coûté « que » 6,1 milliards d’euros.

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Cette différence s’explique en grande partie par la très forte activité nucléaire de la Chine, qui compte une trentaine de réacteurs en construction sur son territoire. Cette forte domination lui permet de partager le leadership technologique avec la Russie, et ainsi de disposer d’un très important réservoir de compétences.

À l’inverse, les filières nucléaires européennes et même américaines n’en sont pas au même stade. Avant, Flamanville 3, la France n’avait pas mis de réacteur en service depuis 2000. La dernière mise en service d’un réacteur nucléaire de 1995 au Royaume-Uni et de 1980 en Finlande !

C’est en forgeant qu’on devient forgeron

Deux solutions se présentent donc à la France :

  • Faire confiance aux deux pays qui ont dessiné 48 des 52 réacteurs en construction depuis 2017, à savoir la Russie et la Chine.
  • Créer une filière forte, capable de concurrencer les références nucléaires mondiales.

Compte tenu du contexte international, il apparaît évident que la première solution n’en est pas une. Ainsi, le choix des EPR2 semble incontournable, car il permet de garder une certaine souveraineté technologie, et les entreprises américaines ou coréennes ne proposent pas d’alternatives beaucoup plus intéressantes en termes de budget. Néanmoins, face aux défis de restructuration d’une filière aussi exigeante que celle du nucléaire, l’appui de l’État sera indispensable à EDF. D’ailleurs, si la Cour des Comptes a laissé entendre que les projets étrangers tels que Hinkley Point C ou Sizewell C pouvaient être des freins au développement du programme des 6 EPR2, ils peuvent également être vus comme des étapes importantes de cette restructuration, permettant notamment d’emmagasiner des retours d’expérience.

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Voici la consommation réelle d’une pompe à chaleur air/eau sur un an

Elle est parfois jugée peu efficace pour chauffer efficacement de grands logements, accusée de faire exploser les factures d’électricité, mais au-delà des polémiques, que consomme réellement une pompe à chaleur air/eau ? Pour le savoir, nous avons installé un compteur électrique sur un modèle produisant de l’eau chaude sanitaire et assurant le chauffage intégral d’une maison de 150 m². Le résultat est tout bonnement surprenant.

Lorsqu’il faut remplacer une vieille chaudière au fioul, la pompe à chaleur (PAC) est souvent le choix privilégié. Il faut dire qu’avec les aides financières monumentales accordées à ce mode de chauffage, le tarif devient imbattable. C’est ce dont a bénéficié le logement où nous avons installé notre petit compteur électrique. Ce foyer a payé seulement 5 784 euros pour se débarrasser d’une chaudière au fioul au profit d’une PAC air/eau de 16 kW. Un rabais de 9 000 euros permis grâce à l’obtention d’une prime Ma Prime Rénov’ et d’une prime CEE.

L’abandon du fioul a-t-il pour autant entraîné une explosion de leur facture d’électricité ? En toute logique, lorsqu’on remplace le pétrole par l’électricité pour produire de la chaleur, l’on consomme davantage d’électrons. Rien de plus normal, puisqu’on substitue une énergie par une autre. Toutefois, l’utilisation d’une pompe à chaleur permet généralement de rester compétitif : les factures de fioul économisées compensent largement la hausse de celles d’électricité. Cette maison de 150 m² bien isolée située au sud des Alpes-de-Haute-Provence achetait en moyenne pour 2 900 euros de fioul chaque année. En 2024, la deuxième année suivant le remplacement de la chaudière au fioul par une PAC, l’appareil a consommé 639 euros d’électricité. Une économie annuelle de 2 261 €, tout bonnement ahurissante.

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Le relevé de consommation mois par mois

Notre compteur a donc relevé une consommation totale de 3 280,27 kWh sur l’année. La courbe de consommation mois par mois révèle logiquement une très forte hausse de la consommation durant la saison froide. D’avril à octobre, la PAC n’est pas utilisée pour alimenter les radiateurs, mais uniquement pour produire de l’eau chaude sanitaire. Il faut noter que le mois de septembre est particulièrement bas, avec seulement 10,4 kWh. Il ne s’agit pas d’un record de sobriété des occupants. Ces derniers se sont absentés de leur logement durant le mois complet. Une absence qui n’a pas d’impact significatif sur le résultat annuel, le mois de septembre étant presque aussi chaud que le mois de juin. La dizaine de kilowattheures consommés correspond ainsi au circulateur de la pompe à chaleur, qui évite la stagnation d’eau dans le circuit.

En optant pour une pompe à chaleur en remplacement d’une chaudière au fioul, ce logement semble donc avoir réalisé une excellente opération. À ce rythme, l’investissement de 5 784 euros consenti par les propriétaires devrait être amorti en seulement 2,5 ans. Mais au-delà de l’avantage économique, ce couple réduit également ses émissions de CO2 d’une manière assez radicale. Les 2 600 litres de fioul jadis brûlés annuellement rejetaient 8 452 kg de CO2 équivalent. Les 3 280 kWh d’électricité désormais consommés par la PAC n’émettent indirectement que 105 kg de CO2 équivalent, grâce à un réseau électrique national français très décarboné. Dans leur cas, l’impact carbone est divisé par 80. Plutôt impressionnant.

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Une pompe à chaleur efficace par grand froid ?

Il faut toutefois remarquer que cette maison est située dans une localité du sud des Alpes-de-Haute-Provence qui bénéficie d’un climat relativement doux. La température moyenne en janvier, mois le plus froid, est d’environ 5 °C et les gelées nocturnes, bien que systématiques en hiver, ne dépassent que très rarement -5 °C. Ce climat permet à la pompe à chaleur d’afficher une consommation électrique évidemment plus faible que si elle était installée dans l’extrême nord-est de la France.

La fiche technique du modèle mesuré, une Atlantic Alféa Excellia Duo HP AI de 16 kW, annonce d’ailleurs un coefficient de performance (COP) de 2,6 à une température extérieure de 7 °C et une température d’eau de 55 °C. Cela signifie que pour 1 kWh d’électricité consommée, cette pompe à chaleur restitue 2,6 kWh d’énergie thermique. À une température extérieure de -7 °C, qui devient très rare année après année, le COP chute à 1,85. Son fabricant garantit un départ d’eau à 60 °C jusqu’à une température extérieure de -20 °C, ce qui permet à la PAC d’assurer sa fonction même lors d’une improbable, mais rude vague de froid.

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Bientôt la fin des aides pour les panneaux solaires en France ?

Deux annonces récentes illustrent la volonté du gouvernement de rationaliser les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables, et notamment aux petites centrales solaires photovoltaïques, afin de réduire les coûts et d’améliorer leur efficacité.

Le gouvernement, par la voix de Marc Ferracci, ministre de l’Industrie et de l’Énergie, a dévoilé le 20 janvier au Sénat un projet de révision des subventions publiques destinées aux petites installations photovoltaïques, jusqu’à 9 kilowatts crêtes (kWc). « Au fond, nous voyons que les petites installations [photovoltaïques] sont surtout pertinentes pour [autoconsommer] l’énergie produite et que, dans ce cas, elles peuvent trouver une rentabilité avec un moindre soutien public. »

Le ministre a souligné que ces installations, souvent utilisées pour l’autoconsommation, entraînent des coûts de raccordement importants. De plus, leur production intermittente, difficile à piloter, a favorisé l’apparition d’épisodes fréquents de prix négatifs sur le marché de l’électricité en 2024. Face à ces constats, le gouvernement entend recentrer les aides sur les installations les plus performantes et estime que cette réforme pourrait engendrer une économie de 214 millions d’euros dès 2025​.

Limiter la production en cas de prix négatifs

Dans le même esprit de rationalisation, le Sénat a adopté un amendement visant à encadrer la production d’électricité subventionnée lorsque les prix deviennent négatifs sur le marché spot. Ce dispositif permettra à EDF Obligation d’Achat (EDF OA) et aux entreprises locales de distribution (ELD) de demander l’arrêt ou la limitation temporaire des installations concernées.

Ce mécanisme, déjà évoqué par le précédent gouvernement, mais repoussé car la partie « recette » du gouvernement Barnier avait été rejetée, cible les grandes installations, comme les parcs éoliens offshore des premiers appels d’offres ou les centrales photovoltaïques de forte capacité. Les petites installations de moins de 10 mégawatts sont exclues de cette mesure. L’objectif est de réduire les pertes financières causées par ces heures de prix négatifs pour l’État, qui souhaite actuellement se serrer la ceinture. Elles ont coûté 30 millions d’euros en 2024. La réforme devrait limiter ce coût à 5 millions d’euros dès 2025​.

Dans le même temps, une décision constitutionnelle a été rendue le 24 janvier 2025 par le Conseil constitutionnel. Saisi sur la constitutionnalité du déplafonnement du montant des primes versées à l’État par les producteurs renouvelables dans le cadre des contrats de complément de rémunération, le Conseil constitutionnel a décidé d’abroger la loi à compter du 31 décembre 2025. L’État, à la recherche de recettes supplémentaires dans un contexte de hauts prix de l’électricité, avait décidé, en 2023, de ne plus mettre de limite aux reversements des producteurs renouvelables à EDF OA.

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Pourquoi RTE installe une nouvelle ligne haute tension entre la France et l’Espagne ?

Les interconnexions électriques entre la France et l’Espagne devraient atteindre près de 5 GW à partir de 2028, avec la mise en service d’une nouvelle liaison à très haute tension. Face au développement massif du renouvelable, l’intérêt de cette nouvelle ligne est national, et même européen. 

Les équipes de RTE viennent d’entamer un projet de liaison électrique chiffré à plus de 3 milliards d’euros. Ici, il ne s’agit pas de relier un nouveau parc éolien offshore, mais d’améliorer la puissance d’interconnexion entre la France et l’Espagne, qui plafonne à 2 800 MW. Pour cela, le gestionnaire de réseau et son homologue espagnol ont dessiné un tracé de quelque 390 km entre Bordeaux et Bilbao.

Les chiffres de ce projet sont impressionnants : la capacité de cette liaison en 400 kV atteint les 2 200 MW. Principalement sous-marin, le câble électrique devra toutefois faire une incursion dans la terre ferme à cause du Gouf de Capbreton. Créé par l’écartement de deux plaques tectoniques, ce canyon sous-marin, dont la profondeur croît brutalement, aurait été trop difficile à traverser.

Le tracé de la future ligne haute tension France – Espagne / Carte : Openinframap, Révolution Énergétique.

« Faire jouer la solidarité entre les énergies renouvelables des territoires »

On peut néanmoins se demander l’intérêt d’une telle interconnexion entre la France et l’Espagne. Selon RTE, il s’agit là d’une liaison nécessaire pour mieux utiliser l’énergie produite par les énergies renouvelables qui sont présentes de part et d’autres de la frontière. Ainsi, le surplus de production photovoltaïque espagnol pourra contribuer au mix électrique français, tandis que, durant d’autres périodes, c’est plutôt l’éolien français des côtes de la Manche qui pourrait, à son tour, participer au mix électrique espagnol.

L’intérêt est même plus grand, puisque cette interconnexion participe à la création d’un réseau électrique européen, qui permettrait d’optimiser la production renouvelable à l’échelle du continent. D’ailleurs, la Commission Européenne a participé au financement de ce projet à hauteur de 500 millions d’euros.

Un soutien à l’interconnexion entre Baixas et Santa Llogaia

Jusqu’en 2013, la frontière franco-espagnole n’était traversée que de quatre lignes électriques pour un total de 1 400 MW. RTE et Red Electrica se sont donc lancé la construction d’une nouvelle ligne HVDC de 320 kV, reliant Baixa à Santa Llogaia. Cette ligne de 65 km, et d’une puissance nominale de 2 GW, a permis de faire passer la capacité d’interconnexion de 1 400 MW à 2 800 MW. Cette interconnexion a la particularité de passer sous les Pyrénées, au moyen d’une galerie technique de 8,5 km de long.

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