La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a validé les nouvelles règles de marché du réseau électrique français, qui imposeront dès le 1ᵉʳ janvier 2026 à toutes les installations de plus de 10 MW — y compris renouvelables — de participer au mécanisme d’ajustement. Elles devront pouvoir proposer des offres de production à la baisse suivant la tension sur le réseau.

Dans une délibération du 2 décembre, la CRE entérine l’obligation, issue de la loi DDADUE (transposition du droit européen), pour tous les producteurs supérieurs à 10 MW de mettre « la totalité de leur puissance techniquement disponible » dans leurs offres sur le mécanisme d’ajustement. Jusqu’ici, cette obligation ne concernait que les sites raccordés au réseau de transport. Désormais, plus de 1 500 installations éoliennes et solaires raccordées au réseau de distribution devront aussi y participer.

RTE estime que cette ouverture est indispensable pour combler un « manque structurel d’offres à la baisse » : les marges dont il dispose pour équilibrer le système atteignent leur plus bas niveau lorsque la production renouvelable est élevée. Il y a trop de production sur le réseau, par exemple le midi, lorsque le soleil brille et que la consommation est basse. Le gestionnaire du réseau français a montré à la CRE que, dans plusieurs situations récentes, il n’avait pas suffisamment de leviers pour réduire la production en temps réel, au point de devoir activer des moyens hors marché.

Une obligation qui s’appliquait déjà aux autres centrales de production

Pour les producteurs renouvelables, ça change beaucoup de choses. D’abord parce qu’ils ne peuvent plus rester en dehors du mécanisme : la CRE rappelle que la loi « ne prévoit aucun cas d’exemption » et demande aux acteurs qui ne seront pas prêts au 1ᵉʳ janvier 2026 de justifier sans délai leur retard et de présenter un plan d’action.

Ensuite, parce que leur participation leur confère une nouvelle responsabilité : l’envoi d’un programme d’appel fiable (calé sur la météorologie et la disponibilité de leur parc). La CRE valide en effet la création d’indicateurs de qualité de programmation — erreur quadratique moyenne, biais, amplitude des écarts — calculés quotidiennement pour chaque entité. S’il n’y a pas encore de pénalité, le régulateur demande explicitement à RTE d’élaborer un futur dispositif « incitatif » afin de fiabiliser les prévisions.

Éolien et solaire traités comme les autres producteurs

Concrètement, les ENR vont devoir formuler des offres à la baisse structurées comme les moyens pilotables. Chaque installation ou entité d’ajustement devra déclarer le volume de production qu’elle peut réduire, les délais d’activation compatibles, et le prix auquel elle accepte de le faire (supérieur au prix de la production, faible à ce moment là car beaucoup d’ENR injectent et l’ordre de mérite est à un prix bas).

RTE introduit par ailleurs un nouveau mode de contrôle du réalisé, basé sur la production effectivement mesurée, pour tenir compte des situations où les sites ne suivent pas leur programme. Cette évolution est particulièrement importante pour les renouvelables, dont les profils peuvent être volatils.

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La France a officiellement transmis à la Commission européenne le montage d’aides d’État destinées à financer les six futurs réacteurs EPR2 d’EDF. Le programme de 70 milliards d’euros n’est pas attendu avant 2038.

C’est un passage obligé pour toute aide d’État européene : la notification à la Commission européenne. Paris l’a effectuée le 19 novembre, la Commission devrait prendre un an pour le valider et/ou l’amender. Dans le dossier transmis par la Délégation interministérielle au nouveau nucléaire et le ministère de l’Économie, l’État détaille les modalités exactes des aides envisagées, leur justification économique et les mécanismes destinés à limiter les distorsions de concurrence sur le marché européen de l’électricité.

Bruxelles doit désormais évaluer si le montage respecte les règles encadrant les aides d’État et surtout s’il est « proportionné » au regard du risque financier du projet. La France considère ce soutien indispensable pour garantir le lancement du programme EPR2 dont aucun acteur privé n’accepterait de porter seul les risques techniques et financiers. L’exécutif espère obtenir une décision de la Commission avant la présidentielle de 2027 afin de sécuriser les conditions de financement d’EDF et d’éviter une remise en cause politique du projet.

EDF, maitre d’ouvrage et exploitant

Pour convaincre Bruxelles, Paris s’est largement appuyé sur le dossier des réacteurs tchèques de Dukovany, déjà approuvé par la Commission. Le schéma français en reprend les grandes lignes à la différence qu’EDF cumule le rôle de maître d’ouvrage et d’exploitant, là où la République tchèque distingue l’industriel constructeur et l’énergéticien CEZ. Le niveau de risque porté par EDF est donc plus élevé, ce qui justifie, selon Paris, un soutien public plus important et un partage des risques adapté.

Le cœur du dispositif proposé est inchangé : un prêt public à taux zéro couvrant 50 à 60 % du coût du programme accordé via la Caisse des dépôts. L’enveloppe serait fixe, mais sa part réelle dépendrait du montant final des travaux. EDF n’a toujours pas remis son devis actualisé, cela fait déjà un an de retard. La dernière estimation disponible s’établissait à 67,4 milliards d’euros (euros de 2020). Les projections avoisinant désormais les 70 milliards, voire 100 milliards une fois les coûts de financement intégrés (intérêts, etc.).

Pourquoi les coûts sont-ils bien plus élevés que le premier programme nucléaire ?

C’est d’abord l’effet d’un renforcement des normes de sûreté : récupérateur de corium post-Tchernobyl, protections anti-tsunami après Fukushima, diesels d’ultime secours, résistance accrue aux attaques aériennes ou cyber. Les centrales deviennent bien plus complexes que celles construites dans les années 1970-1980. La flambée du prix des matériaux, des équipements industriels et des composants électriques tirée par l’inflation galopante dans un contexte de tensions mondiales sur les chaînes d’approvisionnement n’arrange pas la hausse de la facture.

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Le récent terrain d’entente trouvé entre la France et l’Europe au sujet de l’hydroélectricité ne devrait pas arranger qu’EDF. Une jeune société, qui mise sur l’énergie hydraulique pour proposer une électricité décarbonée, veut continuer de se développer et de participer aux efforts de flexibilité nationaux. 

Quand on parle d’hydroélectricité en France, on pense presque automatiquement à EDF, voire à la Compagnie nationale du Rhône (CNR). Les plus informés sur le sujet pourraient même évoquer la Société hydroélectrique du Midi (SHEM), qui appartient à Engie. Mais à la quatrième place se dresse un acteur ambitieux, qui se fait une place de plus en plus respectée sur le marché. Il s’agit d’Hydrocop.

Une coopérative de petites centrales qui voit gros

Fondée en 2011, issue du regroupement de plusieurs entreprises locales d’énergie, elle ne cesse de se développer, en particulier à l’est et au sud-ouest de la France. Forte de ses 40 centrales qui affichent une puissance cumulée de 103 MW, elle produit 437 GWh par an.

Avec quasiment 15 années d’expérience, le groupe veut désormais aller plus loin et ambitionne d’atteindre une production de 500 GWh par an d’ici 2035. Pour cela, elle vient de réaliser une levée de fonds de près de 182 millions d’euros. Ce budget devrait notamment permettre de lancer d’importants travaux sur les trois prochaines années. Au total, 35 millions d’euros seront alloués à la rénovation et l’amélioration de nombreux ouvrages. Il peut s’agir d’augmenter la puissance de barrages sur le Lot ou le Tarn, mais également de restaurer la continuité écologique de certains sites ou encore de renforcer la stabilité du barrage de Fumel.

Des STEP et des batteries

Outre des travaux d’augmentation de puissance de ses installations, Hydrocop veut répondre à l’enjeu crucial de la flexibilité. Pour cela, elle travaille à la mise en place de contrats d’achat d’électricité avec ses clients. D’autre part, le groupe réfléchit au développement de plusieurs stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) de petite taille. Ce système de stockage devrait permettre de répondre efficacement à l’intermittence des énergies renouvelables comme l’éolien et le solaire.

Enfin, le groupe pourrait déployer des systèmes hybrides, qui consistent à installer des batteries stationnaires à proximité de centrales hydroélectriques afin d’en stocker la production et de la redistribuer au moment le plus avantageux d’un point de vue financier.

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C’était un sujet de débats depuis plusieurs années : comment revendre l’électricité nucléaire après la fin de l’ARENH ? La solution semble avoir été trouvée, mais elle est particulièrement complexe. 

Pourquoi faire simple, quand on peut faire compliqué ? C’est la question que l’on pourrait naturellement se poser, à la lecture du mécanisme destiné à remplacer l’ARENH. Pour rappel, l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) est un dispositif qui a été créé en 2010 pour permettre aux fournisseurs d’électricité alternatifs d’acheter de la production nucléaire. Ce mécanisme obligeait EDF à vendre jusqu’à 100 térawattheures (TWh) d’électricité à un tarif fixé par l’État, à 42 € le mégawattheure (MWh). Il était vivement critiqué pour son tarif trop bas, qui obligeait EDF à vendre de l’électricité à perte.

Ce mécanisme arrivant à terme ce 31 décembre 2025, il fallait trouver un modèle de remplacement. C’est de cette manière qu’est né le Versement nucléaire universel, aussi appelé VNU. Ce nouveau mécanisme est jugé moins protecteur des consommateurs, puisque l’électricité nucléaire sera désormais vendue au prix du marché de gros. Néanmoins, un système de taxe devrait les protéger contre les envolées de prix.

Des taxes pour limiter les flambées de prix

Dans les faits, le mécanisme s’établit sur le prix au MWh de l’électricité nucléaire défini il y a peu par la CRE. Actuellement annoncé à 60,3 €/MWh, ce tarif pourra être actualisé tous les 3 ans. À partir de ce prix de base, l’État fixera chaque année deux seuils à partir desquels la vente d’électricité sera taxée. Pour l’heure, ces seuils sont définis de la manière suivante :

• Seuil 1 : marge fixée entre 5 € et 25 €/MWh de plus que le prix de base. En cas de dépassement de ce tarif, une taxe de 50 % sera appliquée.
• Seuil 2 : marge fixée entre 35 € et 55 €/MWh de plus que le prix de base. En cas de dépassement de ce tarif, une taxe de 90 % sera appliquée.

L’argent récolté par l’État avec ces taxes sera ensuite reversé aux consommateurs par le biais d’une minoration des factures, notamment en fonction du tarif unitaire défini pour chaque client.

Un mécanisme beaucoup plus complexe

Au-delà de cette base de calcul, des mécanismes complémentaires sont également prévus pour faciliter la mise en place du VNU, comme le versement d’acomptes aux fournisseurs pour limiter les problèmes de trésorerie. Ce nouveau mécanisme devrait permettre à EDF d’obtenir une rémunération plus en adéquation avec le coût réel de l’électricité nucléaire, tout en protégeant les consommateurs de potentielles envolées des prix. En revanche, aucun mécanisme ne prévoit une protection d’EDF en cas de prix du marché de gros durablement bas.

La complexité du VNU suscite les interrogations. EDF aurait, en effet, pu opter pour un mécanisme similaire au Contract for difference (CfD), largement adopté pour les énergies renouvelables. Celui-ci fonctionne autour d’un tarif prédéterminé, et permet de protéger le producteur en cas de prix faibles avec des subventions, et le consommateur en cas de prix élevés avec des taxes. Néanmoins, il semblerait que le recours à un CfD pour le nucléaire français aurait pu engendrer des complications auprès de la Commission européenne, comme une séparation structurelle des différentes activités d’EDF.

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Cinq ans après sa création, Verkor a inauguré le 11 décembre sa première gigafactory de cellules de batteries lithium-ion bas-carbone à Bourbourg, près de Dunkerque. Cette usine marque le passage de la startup grenobloise à l’industrialisation à grande échelle, positionnant la France comme un acteur majeur de la filière batterie européenne.

Avec une capacité initiale de 16 gigawattheures (GWh) par an, le site va créer 1 200 emplois directs et 3 000 emplois indirects. Les premières batteries lithium-ion commerciales destinées aux véhicules électriques Alpine A390 sont attendues courant 2026. L’ambition de Verkor est d’atteindre 50 GWh de capacité d’ici 2030, ce qui en ferait l’un des principaux producteurs européens.

Le projet s’appuie sur une stratégie de développement à deux sites. Le Verkor Innovation Centre de Grenoble, opérationnel en continu, a produit des dizaines de milliers de cellules tests et validé les procédés avant leur transfert vers Dunkerque. Cette ligne pilote a permis de garantir la fiabilité industrielle et d’assembler les premiers modules, explique la firme.

L’usine dunkerquoise, dotée d’une architecture numérique propriétaire, sera par ailleurs alimentée en électricité nucléaire puisque Verkor a signé début décembre un contrat d’allocation de production nucléaire (CAPN) avec EDF.

Un financement mêlant public et privé

Verkor a récolté plus de 3 milliards d’euros depuis 2020, mobilisant un écosystème financier alliant secteur public et investisseurs privés. Parmi les soutiens figurent Macquarie Asset Management, Meridiam, Renault Group, EQT Ventures, ainsi que la Banque européenne d’investissement, l’État français via France 2030, la région Hauts-de-France et l’ADEME.

Cette inauguration tombe à point, alors que l’Europe cherche à réduire sa dépendance aux batteries asiatiques. Verkor espère s’imposer comme un acteur incontournable de la mobilité électrique en Europe.

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Une puissance maximale de 20 983 mégawatts exportés vers nos voisins européens à un tarif assez élevé : voilà le record qu’a battu la France le dimanche 7 décembre, à la faveur de températures clémentes.

Le 7 décembre, journée grise sur l’Hexagone, avec du vent et des températures clémentes. Qui aurait pu prédire que cette journée allait entrer dans l’histoire comme la journée où la France a exporté plus de 20 GW instantanés d’électricité à nos voisins européens ? Sur le site Eco2mix, un outil de RTE pour suivre les données de consommation, entre autres, nous nous sommes plongés dans cette journée particulière qui a poussé la France à ouvrir les vannes de l’export.

D’abord, une demande anticipée en dessous de la demande qui s’est effectivement manifestée sur le réseau à 21h45. Un écart de plus d’un gigawatt par rapport aux prévisions J-1, une demande supérieure par rapport à la prévision du jour J. À cette heure-là, en miroir, la production française était dominée par 50 GW de nucléaire, 15 GW d’éolien et 7 GW d’hydroélectricité. Une production largement excédentaire, le nucléaire à lui seul aurait pu suffire.

La France fournit de l’électricité au moment le plus rentable pour elle

À 21h45, l’Allemagne et la Belgique manquaient d’électricité : 7 GW leur ont été adressés. Contrairement au pic solaire espagnol du même jour qui a transité par la France et ajouté un solde importateur, tous les pays ont, à 21h45, importé au moins presque 3 GW, totalisant un record de 20 983 MW. C’est exclusivement un solde exportateur, les importations ce soir-là étaient nulles.

Par leur grande pénétration renouvelable, nos voisins nous fournissent de l’électricité souvent peu chère, en journée. Ce soir-là, alors que les prix spot français étaient à 78 €/MWh, les électrons partaient à destination des zones de prix à notamment 82 €/MWh (Allemagne), 112 €/MWh (Espagne) et 114 €/MWh (Autriche).

Un record permis par le nucléaire, l’éolien et une faible demande nationale

En bonus, l’électricité était ce jour-là très largement décarbonée à 17 g CO2eq/kWh. Il restait tout de même une fine bande de production à partir de gaz à 1 436 MW. Une électricité plutôt chère, peu carbonée, poussée par le nucléaire et l’éolien a été exportée ce jour-là, le fruit d’une demande atone conjoncturelle qui peine à décoller, poussant RTE à revoir son bilan prévisionnel au vu des surcapacités actuelles.

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Dix ans après l’adoption de l’accord de Paris, le gouvernement a enfin dévoilé la version intégrale, de plus de 700 pages, et actualisée de la Stratégie nationale bas carbone (SNBC 3), feuille de route qui guide la France vers la neutralité carbone en 2050. 

Cela faisait trois ans qu’on attendait ce document, trois ans de retard pour ce volumineux dossier visant des drastiques baisses d’émissions de gaz à effet de serre. La SNBC 3 dessine les trajectoires sectorielles à horizon 2030, 2040 et 2050 en imposant une baisse de 50 % des émissions brutes d’ici 2030 par rapport à 1990. On a donc cinq ans pour diviser par deux nos émissions par rapport à 1990.

C’est un sacré effort que la France va devoir consentir, alors que les émissions n’ont diminué que marginalement ces deux dernières années. Pour atteindre cette cible, le rythme annuel de réduction des émissions devra plus que doubler (environ 5 % par an jusqu’à 2030 puis 7 % entre 2030 et 2050).

Tous les transports à l’électrique, sauf l’aviation

Dans les transports, premier secteur émetteur de GES, le gouvernement prévoit une grande pénétration des véhicules électriques et du fret ferroviaire. À l’horizon 2050, seuls les vols intérieurs continueraient d’émettre du CO₂, les autres modes tournant à l’électricité. L’agriculture devra réduire son empreinte carbone grâce à une évolution des régimes alimentaires, un développement des légumineuses, une baisse de l’usage des engrais azotés et une transition de l’élevage vers des pratiques plus extensives.

Le secteur du bâtiment devra, lui, multiplier les rénovations d’ampleur (des rénovations qui permettent une amélioration significative du DPE, objectif à 250 000 par an alors qu’on plafonne aujourd’hui à 100 000) et remplacer 60 % des chaudières au fioul et 20 % au gaz. L’installation de 8,8 millions de pompes à chaleur est inscrite dans la SNBC-3.

L’industrie devra abandonner gaz et pétrole

L’industrie est appelée à se réindustrialiser « en mode bas carbone » avec une électricité tout aussi bas carbone et notamment l’hydrogène ou le captage-stockage du CO₂. La sortie des énergies fossiles est actée : fin du pétrole entre 2040 et 2045 et fin du gaz fossile en 2050. Pour y parvenir, la part de l’électricité dans la consommation finale devra atteindre 55 % en 2050 contre seulement 37 % aujourd’hui. C’est une bonne nouvelle pour la surcapacité actuelle, la demande doit augmenter.

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Un compensateur synchrone de 180 tonnes, première installation mondiale de ce type selon EDF, vient d’être inauguré à Jarry (Guadeloupe) pour accompagner l’essor des énergies renouvelables intermittentes dans l’archipel.

EDF a inauguré, le 10 novembre, un équipement particulièrement rare, sur le site de la centrale thermique de Pointe Jarry en Guadeloupe : un compensateur synchrone. Cette machine doit sécuriser le réseau électrique guadeloupéen, en contribuant à la stabilité de la fréquence et de la tension. Le principe du compensateur synchrone est assez simple : il s’agit d’un alternateur de grande taille tournant à vide. En rotation continue, son rotor reproduit l’inertie naturellement générée par les turbines des centrales thermiques, nucléaires ou hydroélectriques. Capable d’injecter ou d’absorber de l’énergie réactive en quelques millisecondes, c’est un moyen de régulation très rapide de la tension et de la fréquence électrique.

Ce genre d’appareil est peu répandu dans le monde et pour cause, il est surtout adapté aux réseaux électriques pas ou peu interconnectés dotés d’une forte puissance installée d’énergies renouvelables intermittentes comme l’éolien et le solaire. C’est le cas de la Guadeloupe. L’archipel s’est fixé un objectif ambitieux : atteindre l’autonomie énergétique d’ici 2035. Problème : les sources renouvelables produisent de manière très aléatoire, créant des fluctuations difficiles à gérer sur un réseau isolé. Le compensateur synchrone lève cet obstacle technique qui bridait jusqu’alors l’intégration massive de ces énergies.

Une première mondiale

Lancé en 2019, ce projet représente un investissement de plus de 20 millions d’euros. Mais les retombées promettent d’être substantielles : cinq millions d’économies annuelles pour la collectivité et une réduction des émissions de CO₂ de 30 000 tonnes chaque année. Ce compensateur est une « première mondiale » selon Marie-Line Bassette, directrice d’EDF Archipel Guadeloupe, qui ne détaille toutefois pas les raisons qui rendent cette installation inédite.

L’expérience guadeloupéenne devrait être reproduite dans d’autres territoires ultramarins confrontés aux mêmes enjeux de stabilité et d’intégration des renouvelables, puisque des appels d’offres ont déjà été passés.

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Elle aura nécessité 6 ans de travaux, et plusieurs milliards d’euros, mais n’est déjà plus fonctionnelle. L’AIEA vient d’annoncer que suite à l’attaque de l’arche de Tchernobyl par un drone en février dernier, cette dernière ne remplissait plus son rôle de confinement. Les réparations définitives pourraient coûter plusieurs centaines de millions d’euros. 

L’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) vient de donner son avis sur la situation autour de la centrale de Tchernobyl. En février dernier, cette dernière avait été frappée par un drone explosif qui avait endommagé son arche. Malgré une réparation de fortune réalisée dans les semaines suivant l’incident, l’AIEA vient d’annoncer que la structure de confinement a perdu ses principales fonctions de sécurité, et notamment « sa capacité de fonctionnement ». La frappe de drone avait engendré un incendie sur la structure du toit et créé un trou d’une quinzaine de mètres carrés.

Pas d’augmentation de la radioactivité

Pour l’heure, pas de quoi paniquer, car les mesures relevées autour du site n’ont pas augmenté depuis l’incident, et toujours selon l’AIEA, la structure porteuse et les systèmes de surveillance n’ont subi aucun dommage. Par ailleurs, le spécialiste de sécurité nucléaire Robert Kelley a expliqué que pour le moment, seuls des rayonnements directs pouvaient s’échapper de la brèche. Or, ces derniers ne peuvent pas aller plus loin qu’un à deux kilomètres de la centrale.

En revanche, ce sont les quatre tonnes de poussière hautement radioactives qui se trouvent à l’intérieur du premier sarcophage qui inquiètent. Celles-ci sont situées dans l’enceinte construite à la hâte en 1986, dont la stabilité n’est plus assurée. D’ailleurs, la brèche de l’arche pourrait aggraver la corrosion et fragiliser le sarcophage.

Des réparations de plusieurs centaines de millions d’euros

Selon l’AIEA, il va donc falloir procéder à une réparation de l’arche. Pour rappel, cette dernière avait été achevée en 2019, et était prévue pour protéger la centrale de Tchernobyl pour les 100 prochaines années. Initialement estimé à 432 millions d’euros, son prix avait explosé pour dépasser les 2 milliards d’euros.

Un plan prévisionnel est en cours d’élaboration par la Banque européenne pour entamer cette reconstruction d’ici l’an prochain, pour un montant total de plusieurs centaines de millions d’euros.

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Vous souhaitez faire plaisir à un fan des énergies à Noël ? Pas facile de trouver un cadeau pour satisfaire cette passion peu commune. Nous avons sélectionné cinq articles très variés, de la petite prise connectée au livre en passant par le kit solaire en autoconsommation, qui pourraient faire effet au pied du sapin.

Entre le traditionnel coffret Scorpio et les Ferrero Rocher, certains cadeaux pourraient se démarquer à Noël. Surtout s’il s’agit de faire plaisir à un energy geek, terme que nous venons d’inventer et qui pourrait désigner les passionnés d’énergies. Ceux qui se régalent, comme nous, en découvrant les entrailles des centrales électriques, en mesurant la consommation des appareils ou en produisant leur propre électricité. Il faudra faire de la place au pied du sapin si vous optez pour un kit solaire en autoconsommation tel que celui que nous proposons dans cet article. Un compteur connecté ou un ouvrage particulièrement bien documenté sur l’énergie nucléaire est peut-être plus raisonnable. On vous laisse le choix.

1 – Le kit solaire autoconsommation Beem

À moins de 200 €, ce kit solaire propose 4 petits panneaux photovoltaïques de 75 Wc totalisant 300 Wc, particulièrement esthétiques puisqu’ils arborent le motif floral emblématique de la marque française Beem. L’ensemble est prêt à brancher grâce au micro-onduleur à prise domestique inclus et peut être placé au sol ou fixé contre un mur. C’est un petit budget pour un cadeau de Noël, certes, mais pas si cher pour découvrir l’autoconsommation solaire. À offrir à quelqu’un (que vous appréciez !) disposant, bien évidemment, d’un grand balcon ou d’un jardin.

2 – Le thermostat connecté pour climatiseur réversible Netatmo

Cette commande connectée imite la télécommande de presque n’importe quel climatiseur réversible (pompe à chaleur air/air) afin de le rendre contrôlable à distance. Grâce à l’application smartphone Home+Control, on peut réaliser un grand nombre de réglages comme la température de consigne, des horaires de chauffe ou de refroidissement, des plannings. Un thermomètre et hygromètre intégrés permettent également de suivre l’évolution de ces paramètres dans la pièce concernée. Nous l’avons testé (lire notre article) et avons été satisfaits du service rendu.

3 – Le compteur connecté Shelly Pro 3EM

Pour suivre la consommation électrique de son logement ou d’appareils, il existe une grande variété de solutions. L’une des plus complètes et renommées à ce jour est le compteur à tores (transformateurs de courant) à placer sur chaque phase, accessibles dans le tableau électrique général. La marque Shelly propose des compteurs très fiables dotés de nombreuses fonctionnalités. Le modèle Pro3EM peut mesurer jusqu’à 3 phases, ce qui convient pour les logements triphasés, mais pas seulement. Un logement monophasé pourra surveiller sa consommation générale en plus de deux appareils, comme une pompe à chaleur, un ballon d’eau chaude ou une pompe de piscine, par exemple.

4 – La prise connectée Shelly Plug S

C’est le plus économique des cadeaux que nous vous suggérons, mais il reste très qualitatif. Il s’agit d’une simple prise connectée, qui ne requiert donc aucun branchement compliqué, mais peut rendre bien des services. Ce modèle de dernière génération conçu par Shelly permet d’éteindre ou d’allumer un appareil à distance via un smartphone (en Bluetooth ou wifi) selon ou non un planning. Il peut aussi mesurer assez précisément la consommation électrique de l’appareil, ce qui est un vrai avantage. Vous pourrez facilement savoir quel appareil consomme le plus chez vous et prendre des mesures appropriées pour réaliser des économies d’énergie.

5 – L’énergie nucléaire en 100 questions de Maxence Cordiez

Notre dernière idée-cadeau est particulièrement low-tech puisqu’il s’agit… d’un livre composé de papier. Mais pas n’importe lequel. « L’énergie nucléaire en 100 questions » répond à la plupart des interrogations que l’on peut se poser sur la production d’électricité nucléaire, dont nous sommes totalement dépendants en France. Ce mode de production, comme d’autres, souffre de nombreuses idées reçues, auxquelles l’ingénieur Maxence Cordiez tente de répondre avec beaucoup de pédagogie. Ce livre est accessible à tous et on y apprend beaucoup.

L’article Noël : 5 idées cadeau pour les geeks de l’énergie est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Ekwateur lance une offre de Noël limitée aux 5 000 premières souscriptions, où il propose un tarif du kilowattheure particulièrement bas en option base. Le rabais atteint -22 % par rapport au tarif réglementé, ce qui en fait l’offre la moins chère au moment où nous publions cet article.

Le fournisseur alternatif d’énergie « verte » Ekwateur, qui compte environ 130 000 clients, frappe un grand coup pour les fêtes avec son offre « -22 %». Cette promotion limitée aux 5 000 premières souscriptions propose un tarif du kilowattheure à 0,1601 € TTC (0,1034 € HT), soit 22 % de moins que le tarif réglementé EDF actuellement fixé à 0,1952 € TTC.

Il s’agit du tarif le plus compétitif du marché français pour les foyers en option base à ce jour. Les fournisseurs baissent sensiblement les prix pour les particuliers ces derniers mois, conséquence de la dégringolade des tarifs de l’électricité sur le marché de gros, notamment due à l’atonie de la demande.

Pas de rabais sur l’option heures pleines / heures creuses

Concrètement, un ménage moyen en compteur 6 kVA option base paiera 1 148 € par an contre 1 357 € au tarif réglementé selon Ekwateur, soit une économie de 209 € annuels. L’abonnement mensuel reste aligné sur les tarifs réglementés, à quelques centimes près : 15,59 € TTC pour un compteur 6 kVA et 23,58 € TTC pour un 12 kVA, par exemple. Autre avantage de taille : le prix du kWh est garanti fixe pendant un an, contrairement au tarif bleu EDF qui peut évoluer jusqu’à deux fois par an.

Attention toutefois, cette offre ne concerne que l’option tarifaire « base » et les puissances inférieures à 36 kVA. Étrangement, Ekwateur ne propose pas de rabais sur l’option « heures pleines/heures creuses ». Elle s’adresse donc particulièrement aux petits et moyens consommateurs.

L’article Ce fournisseur d’électricité casse les prix avec un kilowattheure à 0,16 € en option base est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’Europe s’apprête à démultiplier ses capacités de stockage énergétique. Plus d’une centaine de gigawatts seront installés dans les cinq prochaines années pour renforcer la flexibilité des réseaux. Longtemps dominé par les stations de pompage-turbinage, le marché laissera bientôt la première place aux batteries.

Le stockage énergétique reste l’une des principales solutions pour garantir la stabilité des réseaux électriques. Avec la profonde transformation que connaît aujourd’hui le système électrique mondial, les besoins dans ce domaine augmentent fortement. En Europe, les perspectives sont particulièrement optimistes. La croissance estimée est de plus de 115 % d’ici 2030 selon un nouveau rapport publié par l’Association européenne du stockage d’énergie et la société d’analyse et de recherche LCP Delta.

Le document souligne également un autre point très important : malgré la croissance spectaculaire des batteries, les stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP) dominent le marché. L’écart entre les deux technologies s’est toutefois considérablement resserré, au point que la tendance devrait bientôt s’inverser. Début novembre, l’Union européenne, le Royaume-Uni, la Suisse et la Norvège totalisaient ainsi 53,6 GW de STEP, contre 48,8 GW de batteries. Mais au cours des prochaines années, le stockage électrochimique devrait dépasser largement l’hydroélectricité. Les deux organismes estiment qu’à la fin de la décennie, l’Europe atteindra une puissance totale de 215 GW, dont 160 GW fournis par les batteries.

Un rythme soutenu au cours des prochaines années

Le rythme de croissance sera donc plus soutenu entre 2025 et 2030. Selon les estimations, l’Europe déploiera entre 20 à 25 GW par an, tous segments confondus (batteries résidentielles, les installations commerciales et industrielles, et les projets grande échelle).

Les grands projets deviendront particulièrement attractifs pour les investisseurs. Leur développement sera surtout soutenu par une rentabilité accrue et des aides ciblées. Du côté des particuliers, les ventes de batteries devraient repartir à la hausse à partir de 2027. Cette reprise sera stimulée par le rebond du marché photovoltaïque et l’électrification des usages domestiques. Quant au secteur commercial et industriel, l’adoption du stockage devrait, elle aussi, s’intensifier rapidement, un déploiement qui sera « conditionné par les politiques, les sources de revenus, les règles du réseau et les tarifs », mentionne le rapport.

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Baisse des émissions du secteur électrique, faible réduction de celles de l’industrie : la Commission européenne fait le bilan sur les émissions couvertes par le marché carbone.

Le dernier rapport de la Commission européenne sur le système d’échange de quotas d’émission (EU ETS) confirme une baisse des émissions du secteur de l’électricité. Bruxelles observe qu’en 2024, les émissions des centrales électriques couvertes par l’EU ETS ont diminué de près de 11 % par rapport à 2023. C’est donc devenu une habitude : depuis 2005, les émissions combinées du secteur électrique et de la production de chaleur ont reculé d’environ 50 %.

Les énergies bas carbone éjectent les fossiles

La dynamique tient principalement à la progression des énergies renouvelables et du nucléaire qui éjectent progressivement les combustibles fossiles. Le rapport souligne notamment que la consommation de charbon a atteint en 2024 un niveau historiquement bas et que le remplacement progressif du charbon par le gaz, puis par des sources bas-carbone, y participe grandement.

L’amélioration du mix électrique devrait ainsi procurer un effet d’entraînement pour le reste de l’économie puisque toute électrification des usages industriels bénéficie directement d’une électricité désormais beaucoup moins carbonée et moins chère.

L’industrie a un temps de retard sur l’électricité

Pourtant, cette transformation décarbonée du secteur électrique contraste avec l’évolution des émissions du secteur industriel. En 2024, les installations industrielles couvertes par l’ETS n’ont réduit leurs émissions que de 0,8 % par rapport à 2023. Certains secteurs à forte intensité carbone (sidérurgie, chimie, engrais…) montrent même des signes de stagnation, voire de légère hausse.

Malgré cette inertie, les émissions totales combinées du secteur électrique et de l’industrie ont tout de même diminué de 5,8 % en un an grâce presque exclusivement aux effets observés dans la production d’électricité. La Commission insiste donc, en creux, sur un point : la transformation profonde des procédés industriels eux-mêmes ne tient pas qu’au levier électrique.

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Non loin de Marseille, le projet Deos, qui devait faire de la zone portuaire de Fos-sur-Mer un site majeur d’assemblage d’éoliennes en mer de très grande taille, doit revoir ses plans à la baisse. La proximité de la base aérienne 125 d’Istres, la plus grande de France, limite fortement la hauteur des installations.

Autour de la très stratégique base aérienne d’Istres (Bouches-du-Rhône), aucune structure ne peut dépasser le plafond de 190 m fixé par les militaires. Même à plus de 10 km de distance. Une restriction qui compromet le scénario initial du projet Deos, qui prévoyait d’ériger des structures capables d’assembler des turbines de 300 mètres de hauteur, aussi grandes que la tour Eiffel. Ces mastodontes devaient éclipser les trois premières éoliennes du tout proche parc Provence Grand Large, en service depuis l’été 2025 dans le golfe de Fos avec leurs 175 mètres.

Construire des flotteurs plutôt que des éoliennes

Aucune dérogation n’est envisageable à ce jour selon le Grand port maritime de Marseille (GPMM), sur lequel le projet doit être construit. Cette contrainte force le projet à se réorienter vers une solution alternative, moins grandiose. Le plan B prévoit donc d’affecter les 120 hectares (75 terrestres et 45 maritimes avec un kilomètre de quai) à la seule fabrication des flotteurs, ces socles qui soutiennent les éoliennes flottantes. L’assemblage final des turbines serait quant à lui délocalisé vers Port-la-Nouvelle dans l’Aude, préservant ainsi une production régionale sur le pourtour méditerranéen.

Cette réorganisation intervient alors que la côte méditerranéene française s’apprête à accueillir plusieurs parcs éoliens flottants. Entre Fos et Port-la-Nouvelle, l’objectif fixé vise une capacité de 4,2 gigawatts d’ici 2050 – soit presque trois fois la puissance de l’EPR de Flamanville. Trois sites pilotes testent actuellement différentes technologies avant le déploiement des premiers parcs industriels programmé pour 2031-2032. Reste à savoir si les exigences militaires évolueront d’ici la livraison du terrain, prévue fin 2028.

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Après deux années marquées par la crainte d’un déficit électrique, notamment en hiver, le Bilan prévisionnel 2025 présenté par le gestionnaire du réseau RTE montre un net renversement de situation. La France entre dans une phase de surcapacité de production qui pourrait se prolonger jusqu’en 2028.

Cette situation vient d’une consommation qui n’augmente pas (la demande reste inférieure de 20 TWh à celle d’avant la pandémie) et d’une capacité de production renouvelable installée importante combinée à un nucléaire en forme. Conséquence, les prévisions de consommation sont pour la première fois revues à la baisse d’environ 100 TWh, avec une fourchette comprise entre 505 TWh (décarbonation lente) et 580 TWh (décarbonation rapide).

Un ralentissement de l’électrification

Dans son communiqué, Réseau de transport d’électricité (RTE) explique qu’il s’agit d’un « ajustement structurel » lié à l’efficacité énergétique, à la modération des usages et au ralentissement de l’électrification dans plusieurs secteurs clefs. Et ça change tout aux trajectoires prévues depuis 2021. Dans son scénario de « décarbonation rapide », RTE estime que la France peut substituer rapidement pétrole et gaz par de l’électricité bas-carbone, en s’appuyant sur les véhicules électriques, les pompes à chaleur et la réindustrialisation. Ce scénario — le seul compatible avec les objectifs climatiques — suppose une électrification rapide mais il s’éloigne.

À l’inverse, le scénario de « décarbonation lente » verrait la demande augmenter plus progressivement sous l’effet d’une croissance économique dégradée ou d’un manque de soutien public. RTE n’exclut notamment pas un ralentissement ciblé des installations de capacités renouvelables, notamment pour le solaire au sol, les installations résidentielles et l’éolien terrestre. Un réglage provisoire destiné à éviter des coûts que RTE juge excessifs pour équilibrer le réseau ou une modulation accrue du nucléaire — modulation qui atteindrait 30 TWh supplémentaires en cas d’offre durablement excédentaire.

La surcapacité électrique, une aubaine pour l’industrie ?

Mais RTE insiste : ce ralentissement des installations de nouveaux moyens de production ne doit être ni durable ni acté stratégiquement. Un coup de frein prolongé risquerait de désorganiser les filières industrielles, déjà sensibles aux politiques de stop-and-go. Les producteurs d’énergies renouvelables, par la voix de leurs lobbys, alertent régulièrement sur ces risques.

RTE voit dans cette fenêtre de surcapacité un levier industriel. Le gestionnaire du réseau français indique que plus de 30 GW de projets industriels sont déjà engagés via des demandes de raccordement, même si bien sûr tous ne verront pas le jour. Il appelle ainsi l’État à mieux piloter le rythme d’électrification, pointant le retard de deux ans pris par la publication de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) et la Stratégie nationale bas carbone (SNBC).

Cette situation doit rester provisoire, insiste RTE

À rebours des discours appelant à freiner la transition, RTE insiste sur le fait que c’est bien une parenthèse, pas un atterrissage durable. Nous montrions ainsi que la France pourrait consommer moins d’électricité qu’anticipé en raison des habitudes de sobriété et d’efficacité énergétique croissante. Dans un contexte où l’État cherche à rationaliser le soutien public à l’énergie, nous questionnions l’opportunité de subventionner directement la demande pour qu’elle décolle.

Thomas Veyrenc, directeur général économie, stratégie et finances de RTE, indique à Contexte que les prochains trimestres seront cruciaux pour remettre la France sur la trajectoire de neutralité carbone. Pour lui, atteindre les objectifs imposera à court terme une concrétisation rapide de la hausse de la demande et, à plus long terme, le développement de nouvelles capacités de production, y compris renouvelables. La manière dont ce Bilan prévisionnel sera accueilli pourrait influencer les textes de planification énergétique, comme la PPE et la SNBC, toujours bloqués par le gouvernement.

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C’est une victoire de taille, vers la réalisation du projet Cigéo. L’ASNR vient de publier un avis favorable concernant le projet de stockage géologique des déchets nucléaires qui devrait être mis en service à Bure (Mesure) en 2050. 

Le projet Cigéo vient de franchir une nouvelle étape cruciale à sa concrétisation, cette semaine, avec la publication de l’avis technique de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR). Après 30 mois d’expertise et d’instruction, l’ASNR a jugé que les conditions de sûreté du projet étaient satisfaisantes. Désormais, le projet doit être soumis à une enquête publique d’ici la fin de l’année 2026. À l’issue de cette dernière, le gouvernement pourra délivrer une autorisation de création du site par le biais d’un décret du Conseil d’État. Ce décret ne devrait pas être publié avant 2028.

Si l’échéance paraît lointaine, elle ne l’est finalement pas tant que ça pour un projet à l’envergure extraordinaire. Lancé il y a plus de 30 ans, le projet Cigéo devrait permettre le stockage définitif de déchets nucléaires à 500 mètres sous terre à partir de 2050. Sa fermeture définitive est prévue pour 2170, quand des alvéoles spécifiquement conçues auront reçu les quelque 83 000 mètres cubes de déchets prévus.

L’argile comme isolant

Le site devrait permettre le stockage de deux types de déchets : les déchets de haute activité (HA) et les déchets de moyenne activité à vie longue (MA-VL). Pour assurer une sécurité optimale, ces déchets seront stockés dans la Meuse, dans une couche d’argile imperméable formée il y a 160 millions d’années. Si d’autres pays, comme la Suède ou la Finlande, ont choisi des couches granitiques pour stocker leurs déchets nucléaires, l’argile a de nombreux avantages.

Ce matériau, qui est quasiment imperméable à l’eau, possède une ductilité naturelle qui lui permet d’absorber les éventuels mouvements tectoniques. De plus, celle-ci ralentit l’éventuelle migration de radionucléides. Cela signifie qu’en cas de fuite, il leur faudrait des centaines de milliers d’années pour éventuellement atteindre la surface. Or, sur une telle période, ils perdraient l’essentiel de leur radioactivité.

Des points de vigilance à approfondir

Malgré l’avis favorable de l’ASNR, l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA), qui porte le projet Cigéo, va devoir apporter des précisions sur certains points. Les sujets de vigilance identifiés sont les performances des ouvrages de scellement, ainsi que la vitesse de corrosion des conteneurs métalliques envisagés pour stocker les déchets radioactifs. Enfin, l’ANDRA devra apporter des précisions sur la maîtrise du risque d’explosion dans les alvéoles et la maîtrise du risque d’incendie pour le stockage des déchets bitumés.

L’ANDRA espère une mise en service de l’installation vers 2050. D’ici là, une phase industrielle pilote devrait permettre le stockage des premiers colis à l’horizon 2035-2040. Rappelons que sur les 83 000 mètres cubes de capacité du site, la moitié doit être allouée à des déchets déjà produits, et ne prend pas en compte les déchets qui seront produits par les nouveaux EPR. Une éventuelle extension du site nécessitera nécessaire une nouvelle autorisation.

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Avec les températures clémentes, des centrales disponibles ne seront pas activées cette semaine. À la clé, des baisses de charge et des arrêts qui contrastent avec la vague de froid survenue fin novembre.

Alors que l’hiver est généralement par moments synonyme de tension sur le réseau, de prix élevés et de centrales fossiles qui soutiennent l’équilibre production-consommation, la situation de cette seconde semaine de décembre n’a rien à voir avec celle d’un hiver plus classique. Puisqu’un degré de moins entraîne un appel de production supplémentaire de 2 500 mégawatts (MW), la consommation a dépassé les 70 000 MW fin novembre durant la vague de froid. Cette semaine, c’est tout l’inverse. Des pics à 18 degrés à Toulouse lundi, 19 °C à Ajaccio : la demande baisse largement.

Pour prévoir la demande et équilibrer le réseau, RTE se réfère à une « température de référence » de 5,8 ce lundi. La température de référence est calculée par Météo-France et est basée sur les températures horaires moyennes observées pour chaque jour de l’année au cours des trois dernières décennies, redressées de la dérive climatique pour être représentatives du climat de la décennie en cours. À l’inverse, pendant la vague de froid, la température de référence était de 7,4 °C lundi 24 novembre, avec une pointe anticipée à 72,3 GW. Ce jour-là, produisaient notamment 52 GW de nucléaire et 5 GW de gaz.

Quand des centrales doivent s’arrêter à cause de la météo

Avec ces variations de température, la consommation fait le yo-yo : ces prochains jours, RTE anticipe une demande qui plongera jusque sous les 60 000 MW à la mi-décembre. Avec cette demande en nette diminution, ce sont les centrales de production qui doivent s’adapter. Il est possible de suivre leur disponibilité sur ce lien. 

À date (dimanche 7 décembre, 17 h), 51 GW (35 % du parc) étaient non utilisables (à cause des conditions météo comme la nuit pour les panneaux solaires) et inutilisables (par exemple pour cause de maintenance). Seulement 44 % produisaient (68 GW) et 31 GW (21 %) étaient disponibles pour être activés.

Avec des disparités entre modes de production. L’éolien profitait d’un fort vent (17 GW de production, maximum utilisable), le nucléaire à 71 % de production (10 % disponible et 20 % à l’arrêt), l’hydro et le gaz largement à disposition (respectivement 35 et 84 % à disposition du réseau, prêts à produire). Alors que le système est habituellement mis à rude épreuve en hiver, ce début décembre est contre-intuitivement une période de rude épreuve inversée : écrêtements, baisses de charge et arrêts qui n’auront pas à rougir devant ceux du printemps.

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Les éoliennes terrestres sont souvent critiquées pour leur impact négatif sur la faune volante. Mais qu’en est-il pour les éoliennes en mer ? Pour caractériser cet impact et ainsi imaginer des solutions, un projet d’étude français a été mené autour de l’éolienne FloatGen, située au large du Croisic. Les résultats sont plutôt rassurants.

Dans la liste des reproches qui sont faits aux éoliennes, leur potentiel impact sur les oiseaux et les chauves-souris revient souvent. Il est vrai que des cadavres sont régulièrement retrouvés au pied d’éoliennes terrestres. En revanche, en mer, l’impact des éoliennes sur la faune volante est encore méconnu.

C’est justement pour en savoir plus à ce sujet qu’a été lancée l’étude Piaff & Co en 2022. Celle-ci a été menée par la fondation Open-C autour de Floatgen, première éolienne offshore de France, installée au large du Croisic (Loire-Atlantique). Cette étude réunit des partenaires comme Centrale Nantes, le Muséum national d’histoire naturelle, BW Ideol ou encore le parc éolien de Saint-Nazaire avec comme mission d’étudier les habitudes des oiseaux dans un rayon de 50 km autour de l’éolienne et de comprendre l’impact de cette dernière. Pour y parvenir, trois points de mesure acoustique et autant de capteurs vidéo ont été installés sur l’éolienne et son flotteur. En parallèle, quatre outils d’intelligence artificielle ont été déployés pour étudier les données récoltées.

Jusqu’à 60 oiseaux tués chaque année sur une éolienne

Sur 2 ans, les deux années de relevés, ce sont près de 12 500 vidéos de trajectoire d’oiseaux qui ont été enregistrées, dont 15 % ont pu être analysées. Sur ce total, les scientifiques ont remarqué que dans 80 % des cas, il n’y avait aucune interaction entre l’éolienne et l’oiseau. Dans 20 % des cas, ils ont constaté des micro-évitements (esquives), voire des méso-évitements (changements de direction). Au total, seulement deux cas ont montré une collision avec des goélands.

En réalité, le constat est plus important. Sur le flotteur de type Damping Pool, entre 2018 et 2025, 77 cadavres appartement à 15 espèces différentes ont été recueillis. Ces cadavres ont permis d’établir la mortalité du site à environ 60 individus par an. Au total, cela reste toutefois bien en deçà de la mortalité aviaire causée par les chats domestiques, estimée à 75 millions d’animaux chaque année en France.

Quelles solutions pour limiter cet impact ?

Pour l’heure, les porteurs du projet ne veulent pas faire de généralisation à partir des données obtenues. Selon eux, ce premier bilan comporte encore des limites importantes. Néanmoins, c’est un premier pas vers des solutions pour limiter l’impact des éoliennes sur les oiseaux. Ils ont notamment pu constater le rôle important de perchoir et de dortoir du flotteur pour les oiseaux. Les études devraient continuer en 2027 sur le même site du Croisic, avec le déploiement d’Eolink.

Actuellement de nombreuses mesures sont déjà prises pour limiter l’impact négatif des turbines sur les oiseaux. La vitesse de démarrage des éoliennes peut être relevée la nuit ou en période de migration. Parfois, des arrêts ciblés sont même programmés. Certains systèmes de dissuasion ont également montré leur efficacité, comme la peinture des pales, ou encore des éclairages, sons et ultrasons ciblés.

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Si vous êtes adeptes du DIY, vous allez bientôt pouvoir vous faire une table basse avec des morceaux d’éoliennes. C’est plus ou moins ce que propose Vattenfall, en lançant un outil mettant à disposition du plus grand nombre des composants d’éoliennes démantelées. Un outil qui devrait ravir les designers du monde entier. 

Que faisait donc l’énergéticien Vattenfall à la Dutch Design Week, l’un des plus grands festivals de design d’Europe ? Si sa présence peut surprendre, le fabricant avait, en réalité, une bonne raison d’y exposer. Il y a, en effet, présenté son nouvel outil baptisé « Rewind ». Il s’agit d’un outil numérique rendant accessible au plus grand nombre des composants d’éoliennes démantelées.

Réutiliser plutôt que recycler

Avec cet outil, qu’il qualifie d’entrepôt numérique, le fabricant veut encourager le réemploi des quelque 10 000 pièces qui composent une turbine d’éolienne. Si 90 % de ces composants sont déjà recyclés, leur réemploi sans transformation importante permettrait d’en réduire l’impact environnemental, d’autant que la plupart de ces pièces affichent une durée de vie supérieure aux turbines. Toujours selon Vattenfall, la durée de vie d’une pale dépasserait ainsi les 50 ans.

En se présentant à la Dutch Design Week, le turbinier veut alimenter l’inspiration des designers pour faire émerger de nouveaux usages. Différents secteurs pourraient se révéler particulièrement adaptés à la réutilisation de pièces. Dans le domaine de l’agriculture, les boîtes de vitesses, les mécanismes d’orientation et autres pompes pourraient être réemployés dans le cadre de systèmes d’irrigation. Une vue d’artiste de Vattenfall présente même une pale d’éolienne servant de bras d’arrosage.

Dans le domaine de la mobilité, les générateurs et convertisseurs pourraient être réutilisés comme bornes de recharge tandis que les capots de nacelle pourraient servir de structure extérieure. Enfin, les panneaux composites pourraient avoir une nouvelle vie dans le domaine de la construction, ou en tant qu’élément de mobilier urbain.

Vattenfall n’en est pas à son coup d’essai

Ce n’est pas la première fois que Vattenfall propose une vision différente du simple recyclage, pour valoriser les composants démantelés de ses éoliennes. L’année dernière, le fabricant avait présenté un logement construit à l’intérieur d’une nacelle de V80-2.0. Cette sorte de tiny house rétro futuriste dispose de tout le confort moderne comme une cuisine, une salle de bain, une pompe à chaleur et des panneaux solaires, le tout dans un espace contraint de 10 m de long par 4 m de large.

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Dans la ZAC de La Saulaie, à Oullins-Pierre-Bénite (Rhône), la Métropole de Lyon déploie la plus grande boucle d’eau tempérée de France. Alimenté par la chaleur des eaux usées de la station d’épuration voisine, ce réseau de 2,5 km doit fournir chauffage et froid à plus de 120 000 m² de bâtiments neufs.

Sous la future place Kellermann, au cœur de la ZAC La Saulaie, une centrale énergétique souterraine sera inaugurée. Lorsqu’elle entrera en service, elle utilisera à grande échelle la chaleur des eaux usées pour alimenter tout un quartier. Le projet, confié par la Métropole de Lyon à ENGIE Solutions, s’appuie sur la technologie de cloacothermie, aussi appelée riothermie. Cela consiste à capter les calories présentes dans les effluents avant leur passage dans la station d’épuration de Pierre-Bénite.

Les eaux usées sont en moyenne à 11 ou 12 °C l’hiver et 22 à 23 °C l’été. Un échangeur thermique transfère cette énergie à un fluide circulant dans une boucle d’eau tempérée de 2,4 à 2,5 km, qui dessert ensuite les bâtiments via des pompes à chaleur pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire, ainsi que des thermofrigopompes pour la production de froid.

Un projet concret de l’ADEME

C’est un projet d’ampleur : la boucle doit alimenter 128 000 m² de plancher, incluant logements, bureaux et équipements publics issus de la reconversion d’une friche industrielle. Environ 2 000 habitants et 3 500 salariés devraient y être raccordés.

Selon l’ADEME qui soutient financièrement le projet mené par Engie Solutions, la centrale devrait produire chaque année 11 gigawattheures (GWh) dont 8,5 GWh de chaleur et 2,5 GWh de froid. Sur vingt ans, l’Ademe estime qu’il évitera l’émission de 32 000 tonnes de CO₂ par rapport à des solutions individuelles au gaz ou à la climatisation traditionnelle. Le coût global du projet atteint 20 millions d’euros avec une participation de 7,7 millions d’euros de l’agence.

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