En exploitant les calories contenues dans l’air ambiant pour chauffer l’eau, le ballon d’eau chaude thermodynamique promet d’importantes économies. Mais qu’en est-il réellement ? Nous avons mesuré précisément les consommations d’un modèle récent au cœur de l’automne, durant le mois de novembre. Le résultat est surprenant, malgré des températures particulièrement froides.

Apparu il y a quelques années, le cumulus thermodynamique est un système de production d’eau chaude sanitaire particulièrement sobre en énergie. Son principe de fonctionnement est simple : grâce à une pompe à chaleur, il extrait les calories de l’air ambiant pour chauffer de l’eau, stockée dans un ballon. Une résistance classique placée dans le ballon peut également prendre le relais de façon occasionnelle, en appoint. Il est plébiscité en raison de sa grande sobriété énergétique comparé à tous ses concurrents : le chauffe-eau électrique traditionnel et le chauffe-eau à gaz, principalement.

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Bi-bloc ou monobloc : deux types de chauffe-eaux thermodynamiques

Il existe deux types de ballons d’eau chaude thermodynamiques : monobloc ou bi-bloc (aussi appelé « split »). Le monobloc consiste en un appareil tout-en-un intégrant le ballon et la pompe à chaleur. Ce dernier exploite les calories de l’air ambiant d’une pièce intérieure, qui doit donc être non chauffée artificiellement (garage, cave). Le bi-bloc sépare le ballon, placé à l’intérieur, de la pompe à chaleur, qui est placée à l’extérieur. Elle exploite logiquement les calories de l’air extérieur. Le choix du modèle s’effectue en fonction de la configuration de chaque logement (présence ou non d’un local non chauffé, risque de nuisances sonores, facilité d’accès à une gaine d’aération, règlements de copropriété, etc.)

Nous avons profité de la panne d’un chauffe-eau électrique traditionnel de 150 L détruit par le tartre pour le remplacer par un modèle thermodynamique bi-bloc. Une aubaine, d’autant que l’opération n’a pas entraîné de surcoût majeur par rapport à un remplacement à l’identique. Grâce aux subventions locales et nationales ainsi qu’à la prime CEE, le coût pose comprise du ballon d’eau chaude thermodynamique s’est élevé à 1 140 € pour un prix de départ de 3 300 €. Pour information, nous aurions payé autour de 800 € pose comprise en optant pour un cumulus traditionnel.

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Notre test du ballon d’eau chaude thermodynamique split

Le ballon d’eau chaude thermodynamique qui nous a été installé est un Thermor Aeromax 3 de 270 L donné pour un coefficient de performance (COP) de 3,37 à une température extérieure de +7 °C. Cela signifie que, pour 1 kWh d’électricité consommée, l’appareil est censé restituer 3,37 kWh d’énergie thermique lorsque l’air ambiant est à +7 °C. Ce COP se dégrade progressivement lorsque la température extérieure baisse et s’améliore lorsqu’elle augmente. La plage de fonctionnement de la pompe à chaleur est indiquée entre -15 et +37 °C. L’appareil dispose d’une puissance totale de 3 250 W, répartis entre la pompe à chaleur (1 450 W) et la résistance d’appoint (1 800 W).

Le ballon (unité intérieure) et l’écran de contrôle du chauffe-eau thermodynamique / Images : Révolution Énergétique – HL.

Par défaut, la résistance n’est utilisée qu’en appoint, lorsque la température extérieure ne permet plus à la pompe à chaleur de fonctionner correctement, ou en cas de besoin urgent d’une grande quantité d’eau chaude. Il est possible de modifier le mode d’utilisation de la résistance via l’écran de contrôle intégré au ballon ou l’application smartphone, entre autres réglages. Nous avons choisi un mode qui empêche tout démarrage de la résistance, une température de consigne de l’eau à 55 °C (ajustable entre 50 et 55 °C), ainsi qu’un cycle mensuel anti-légionelles à 65 °C.

La plage horaire de fonctionnement, également configurable, est placée par nos soins entre 11 et 19 h (une plage minimale de 8 h est imposée), afin de bénéficier d’un air extérieur à bonne température. Pour rappel, il est déconseillé de faire fonctionner un chauffe-eau thermodynamique de nuit, même lorsqu’on dispose d’un contrat heures pleines / heures creuses, car les températures nocturnes plus basses réduisent naturellement le rendement de l’appareil.

Enfin, pour le contexte, l’unité extérieure est placée contre une façade orientée nord dans un logement individuel occupé par 4 personnes, situé dans les Bouches-du-Rhône, à 250 m d’altitude.

L’unité extérieure du chauffe-eau thermodynamique / Image : Révolution Énergétique – HL.

Les consommations réelles du chauffe-eau thermodynamique split

Pour enregistrer les consommations détaillées, nous avons placé deux compteurs sur la ligne dédiée à l’appareil : l’un pour obtenir une courbe de puissance, l’autre pour relever la consommation quotidienne. Au terme des 30 jours d’enregistrement, le résultat est cinglant : le ballon d’eau chaude thermodynamique a consommé 3,2 fois moins d’électricité (59,64 kWh) que le précédent cumulus électrique à résistance (189,6 kWh), à période équivalente. C’est, à peu de chose près, comparable au COP (3,37) promis par la fiche technique, alors que la consommation d’eau mitigée a été supérieure de 700 L.

En comparant la consommation quotidienne à la température moyenne quotidienne, nous observons qu’elle a logiquement tendance à augmenter lorsque le thermomètre baisse. Toutefois, cela n’est pas systématique, car la consommation d’eau chaude affecte très significativement la consommation d’électricité. Ainsi, une journée très froide n’entraînera pas nécessairement une consommation élevée si, la veille, peu d’eau chaude a été délivrée. En moyenne, sur ce mois de novembre, le cumulus thermodynamique aura absorbé 1,99 kWh d’électricité par jour pour alimenter principalement une douche réglée à 38 °C (189 litres d’eau mitigée par jour en moyenne).

Le chauffe-eau thermodynamique a donc tenu ses promesses durant ce mois d’automne, en divisant par plus de 3 la consommation d’électricité pour la production d’eau chaude sanitaire. Sur un mois, nous avons réalisé une économie de 19,95 euros sur la facture électrique, en considérant le passage de l’option heures pleines / heures creuses à l’option base suite à l’installation de l’appareil. Nous relèverons la consommation du chauffe-eau thermodynamique dans quelques mois, au cœur de l’hiver, pour scruter ses performances lors de températures plus glaciales.

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À la hâte, juste avant sa démission, Michel Barnier et son gouvernement ont déposé des textes parus au Journal Officiel. Focus sur les sauvetages de dernière minute ou les textes coulés en attendant un prochain budget et gouvernement.

Alors que les enjeux n’ont jamais été aussi grands, plusieurs textes législatifs liés à l’énergie se retrouvent en suspens ou publiés au dernier moment. Entre reports dus à la censure et décisions prises à la hâte, l’incertitude menace l’efficacité des mesures nécessaires pour répondre aux défis énergétiques actuels.

• MaPrimeRénov’ : une simplification bien accueillie malgré les turbulences

Parmi les mesures sauvées in extremis, MaPrimeRénov’ figure en bonne place. Le décret et l’arrêté prolongeant la simplification du dispositif en 2025 ont été publiés le 5 décembre. Un décret réduit dès le 1ᵉʳ janvier de 30 % les aides pour les équipements au bois et les rénovations globales des ménages aisés. Un autre prolonge jusqu’au 31 décembre 2025 l’accès aux aides pour travaux monogestes (et non pour un bouquet de travaux), comme l’isolation des combles, sans obligation de diagnostic énergétique avant cette date.

• Hydrogène et renouvelables : des soutiens gelés par la censure

Le secteur de l’hydrogène, crucial pour la transition énergétique, subit les contrecoups de la censure. Avec 692 millions d’euros de soutien figés dans le cadre du projet de loi de finances pour 2025, plusieurs initiatives comme les électrolyseurs restent en attente. Philippe Boucly, président de France Hydrogène, alerte sur le retard grandissant face à l’Allemagne et aux Pays-Bas​​.

Les énergies renouvelables, elles aussi, voient leur avenir incertain. L’absence de cadre programmatique post-censure inquiète les investisseurs, la programmation pluriannuelle de l’énergie a seulement été soumise à consultation. Jules Nyssen, président du Syndicat des énergies renouvelables, souligne auprès du Figaro que cette situation pourrait freiner les initiatives, alors que la France peine déjà à atteindre ses objectifs climatiques​.

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• Fiscalité de l’énergie : retour à l’ancien régime de taxe

En attendant la présentation d’une « loi spéciale » sur la fiscalité énergétique, les mécanismes temporaires adoptés durant la crise énergétique ont pris fin. Le retour à la fiscalité d’avant-crise, notamment pour les industries électro-intensives, suscite des critiques. Avec une accise sur l’électricité remontant à 33,78 €/MWh au 1ᵉʳ février 2025, les industriels craignent des répercussions sur leur compétitivité (elle devait rester à 0,5 €/MWh).

• L’ARENH : l’éléphant dans la pièce
  

Le débat sur le futur du marché post-ARENH (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique) continue de diviser. Alors que ce dispositif prend fin en 2025, aucune solution n’a été actée, laissant EDF et ses concurrents dans l’expectative.

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• Le fond vert amputé

La censure a également scellé des coupes dans les fonds dédiés à la transition écologique. Le Fonds vert, initialement doté de 1,5 milliard d’euros, a vu sa dotation réduite de 400 millions. Le gouvernement Barnier entendait amputer d’un milliard et demi supplémentaire dans son budget 2025.

• Le chèque énergie

Avant sa censure le 4 décembre, le gouvernement a déposé un amendement au PLF visant à automatiser partiellement l’attribution du chèque énergie via un croisement de données fiscales et énergétiques. Il supprime aussi l’usage du chèque travaux pour la rénovation énergétique des logements.

En suspendant plusieurs textes et mesures clés, la censure a ralenti les efforts de transition énergétique. Si certains textes, comme ceux liés à MaPrimeRénov’, ont franchi l’obstacle in extremis, l’incertitude domine sur des sujets aussi variés que la fiscalité, le soutien à l’hydrogène ou la refonte du marché de l’électricité. Ce climat instable freine les investissements nécessaires à l’atteinte des objectifs climatiques.

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À quelques kilomètres de Narbonne, le port de Port-la-Nouvelle fait régulièrement l’actualité en étant au cœur de la construction des parcs éoliens flottants pilotes EOLMED et EFGL. Depuis 2019, le site est en pleine transformation pour devenir l’un des piliers de la transition énergétique grâce à des investissements s’élevant à près de 800 millions d’euros.

Voilà maintenant 5 ans que Port-la-Nouvelle prépare sa métamorphose pour devenir un port incontournable de la transition écologique. Plus grand projet portuaire français depuis « Port 2000 », au Havre, en 2006, la transformation de Port-la-Nouvelle devrait faire passer sa surface totale de 60 hectares à 210 hectares.

Ces travaux ont débuté par la création d’une digue nord de 2,5 km de long, et l’extension de la digue sud sur plus de 600 mètres. En parallèle, un quai de colis lourd de 250 mètres a été inauguré en 2021, et permet aujourd’hui le stockage et l’assemblage des parcs éoliens flottants pilotes EFGL et Eolmed. Ces travaux ont également nécessité d’importantes opérations de dragage pour augmenter le tirant d’eau et permettre l’assemblage des éoliennes flottantes à quai.

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Ce quai devrait rapidement être complété par un second quai de 300 m de long, non loin du premier. Celui-ci devrait permettre la construction industrielle en série des éoliennes flottantes, et pourrait être inauguré avec la construction des deux parcs de 250 MW résultant de l’appel d’offres AO6. Au total, ce sont près de 44 hectares de terre-plein qui devraient être dédiés aux EMR.

Avec l’objectif de créer une plateforme intermodale performante et respectueuse de l’environnement, Port-la-Nouvelle devrait également créer une plateforme logistique de 70 hectares disposant d’une connexion ferroviaire.

Des éoliennes flottantes et de l’hydrogène

Outre les éoliennes offshore, Port-la-Nouvelle compte peser dans le développement de l’hydrogène dans les années à venir. Cette volonté se traduit d’ores et déjà par l’actuelle construction du projet Hyd’Occ, une usine de production d’hydrogène dotée d’un électrolyseur de 20 MW. Celle-ci devrait produire, dès 2025, près de 3 000 tonnes d’hydrogène vert par an. Cet hydrogène sera stocké sous forme gazeuse dans des containers, pour alimenter des clients industriels dans un rayon de 200 km autour de l’usine. À terme, l’usine devrait atteindre une puissance de 50 MW, et produire 6 000 tonnes d’hydrogène par an.

En parallèle, Port-la-Nouvelle a également signé un protocole d’accord avec le groupe norvégien Höegh Evi pour la réalisation d’un terminal hydrogène flottant. L’objectif de cet accord est de permettre l’importation de 210 000 tonnes d’hydrogène par an en provenance du Moyen-Orient, d’Afrique du Nord et même du continent américain.

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Cet article a été réalisé en collaboration avec ENGIE

S’il est parfois difficile de s’y retrouver dans l’océan d’offres d'électricité, certaines se démarquent de la concurrence. C’est le cas de l’offre Elec Référence proposée par ENGIE.

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Alors qu’elle est installée à plusieurs kilomètres des côtes, cette plateforme solaire flottante ne craint ni la profondeur ni la météo. Son concepteur affirme qu’il s’agirait du premier système de son genre à être capable de tenir face aux vagues.

À l’instar des éoliennes, les panneaux photovoltaïques finiraient-ils aussi par trôner au milieu des océans ? Une entreprise envisage actuellement cette possibilité. Le groupe chinois Huaneng a récemment acheminé une plateforme photovoltaïque flottante au cœur de la mer Jaune, au large de Qingdao, province de Shandong, en Chine. Dans le cadre d’un programme de recherche, le système est installé sur un parc éolien exploité par l’entreprise, à 30 km des côtes, et à 30 mètres de profondeur.

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La plateforme, baptisée « Yellow Sea Nº1 », adopte une forme hexagonale d’une surface de 1 624 mètres carrés. Elle est équipée de 434 panneaux photovoltaïques soutenus par une structure métallique en treillis, et flotte grâce à un « anneau de flotteurs ». Pesant plus de 360 ​​tonnes, le système est ancré au fond marin à l’aide de chaînes.

Le Yellow Sea restera sur site pour une durée d’un an pour subir des tests en conditions réelles. À l’issue de l’essai, l’équipe devrait être en mesure de déterminer le type de module solaire le plus adapté à ce genre d’application. En effet, la plateforme a été équipée de trois différentes technologies photovoltaïques. Leurs performances ainsi que leur capacité d’adaptation à l’environnement seront, entre autres, évaluées.

Compléter les centrales éoliennes ?

Pour les éoliennes, le choix pour un site offshore est un moyen d’optimiser la production d’électricité en raison des vents plus forts au large. Les panneaux solaires, en revanche, ne tirent pas forcément parti (techniquement parlant) de cet environnement. Au contraire, les modules sont davantage exposés à des risques. Un membre de l’équipe de Huaneng reconnaît même le contact avec l’eau de mer pourrait corroder certains composants électriques et que les dépôts de cristaux de sel pourraient altérer l’efficacité de la conversion de l’énergie.

Alors, à quoi servirait cette plateforme installée au beau milieu de la mer ? Selon l’entreprise, Yellow Sea peut principalement être utilisé pour compléter les installations éoliennes offshore en vue de stabiliser leur production. Pour faire face aux conditions environnementales parfois difficiles, le système a été façonné de manière que les modules soient à huit mètres de la surface de l’eau. Grâce à cette configuration, la plateforme flottante résisterait aux vagues de plusieurs mètres de hauteur. Espérons ainsi que le système ne cède pas facilement aux déchaînements de la nature, contrairement à ce qui est arrivé à d’autres centrales flottantes.

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Le transporteur RTE (réseau de transport d’électricité) et le distributeur Enedis investissent tous deux pour développer et sécuriser le réseau, en lien, notamment, avec la croissance de l’éolien et du solaire. Les montants sont considérables.

Deux acteurs clés du réseau électrique français, RTE (Réseau de Transport d’Électricité) et Enedis, multiplient les investissements pour répondre aux enjeux de la transition écologique et renforcer l’infrastructure électrique du pays. RTE et Enedis envisagent respectivement 96 et 100 milliards d’euros d’investissement entre 2022 et 2040.

La montée en puissance est concrète. En témoigne les 3,6 milliards d’euros qui devraient être dépensés cette année par Enedis contre une moyenne annuelle de 850 millions jusqu’en 2020. Chez RTE c’est le même son de cloche : le transporteur table sur 2,4 milliards cette année puis passer à 6 milliards par an à partir de 2030.

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Une sous-station en mer géante pour RTE

RTE a récemment signé un contrat majeur avec les Chantiers de l’Atlantique pour la conception, la construction et l’installation de la plateforme électrique du parc éolien offshore de Dunkerque. Ce projet, d’un montant de 320 millions d’euros, s’inscrit dans une série d’initiatives visant à connecter les parcs éoliens en mer au réseau électrique terrestre.

La plateforme permettra de transformer l’électricité produite par les 46 éoliennes du parc, d’une capacité totale de 600 MW, avant son transport vers la terre ferme. Tous les composants essentiels seront fabriqués en France, à Saint-Nazaire pour l’assemblage du topside (partie supérieure de la sous-station), à Fos-sur-Mer pour les fondations et les transformateurs chez GE Vernova à Aix-les-Bains. Le chantier est prévu jusqu’à 2028 et mobilisera de nombreux fournisseurs français pour la fabrication des câbles souterrains et sous-marins nécessaires à ce raccordement​​.

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21 000 transformateurs pour Enedis

De son côté, Enedis a annoncé un programme d’investissement massif de 96 milliards d’euros d’ici 2040, dont 53 milliards spécifiquement dédiés à la transition écologique. Parmi ces initiatives, le gestionnaire de distribution électrique a contractualisé pour 3,6 milliards d’euros de matériel. Ces commandes concernent principalement des transformateurs moyenne/basse tension (21 000 unités par an dès 2025) et des postes de distribution publics. L’objectif est de doubler la capacité installée en quelques années, avec 15 000 km de câbles basse tension souterrains posés annuellement dès 2025​.

Enedis met également l’accent sur la réindustrialisation, en privilégiant des fournisseurs locaux. Sur les 12 sites de production prévus en France, environ 200 emplois seront créés pour soutenir ces projets. Le développement des énergies renouvelables impose des investissements en raison de l’augmentation du nombre de sites de production à connecter et l’électrification des usages.

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Ce lundi 18 novembre 2024 avait lieu l’inauguration d’un panneau solaire amovible et repliable à Aulnay-sous-Bois. La startup SOYPV l’érige en démonstrateur de l’efficacité de la technologie CIGS et de leur brevet d’assemblage amovible.

Le 18 novembre 2024, la start-up Soleil-sur-Yvette Photovoltaïque (SOYPV) a inauguré son voilage photovoltaïque démontable et pliable. Ils ont présenté leur innovation en matière de panneau photovoltaïque en présence du Vice-Président de la Métropole du Grand Paris et des représentants de la municipalité. Conception

Un panneau repliable et léger

Installé en façade de la crèche municipale d’Aulnay-sous-Bois (Seine-Saint-Denis), ce système unique, déployé sur une surface de plus de 10 m², affiche une puissance de 1,25 kilowatt-crête (kWc). L’installation témoigne de l’intérêt croissant pour les panneaux photovoltaïques souples, légers et performants dans les environnements urbains. Reposant sur la technologie CIGS (alliage cuivre, indium, gallium, sélénium), ces panneaux présentent des avantages particuliers : flexibilité, légèreté (moins d’un kilogramme par mètre carré) et modularité.

Cette inauguration s’inscrit dans le cadre des Quartiers Métropolitains d’Innovation, un programme visant à promouvoir des solutions durables et adaptées aux défis des villes modernes. Après une première expérimentation sur le campus d’Orsay, l’objectif de SOYPV était de valider la technologie du panneau repliable. « Le plus difficile, c’est le repliement et la levée. Il se repliait n’importe comment, car les éléments sont souples et légers. Comme une feuille de papier qu’on essaie de replier. Mais nous avons résolu cet aspect, avec un moteur en bas du filet », explique le cofondateur de la startup, Jean-Michel Lourtioz.

Jean-Michel Lourtioz et Daniel Lincot présentant le module souple (à gauche). La première installation sur la façade de la crèche d’Aulnay-sous-Bois (à droite) / Images : SOYPV.

Une flexibilité qui révolutionne le photovoltaïque

Le système développé par SOYPV se distingue par sa mobilité et sa simplicité d’utilisation. Dépliable et repliable à volonté, il peut être déplacé d’un bâtiment à un autre et offre une grande souplesse d’usage. « Les panneaux amovibles sont pratiques, car ils peuvent être repliés en cas d’intempérie par exemple. Ce système relié à la météo reste encore à programmer, sinon le repliement sur ordre humain fonctionne déjà. Deuxième avantage : il peut fournir temporairement de l’électricité à un endroit donné comme sur un chantier, un concert… Troisième avantage : d’un point de vue juridique, l’installation est plus facile, car on peut passer outre certaines conditions bâtimentaires du fait de l’amovibilité. »

Des perspectives prometteuses

Les applications de cette technologie sont vastes : façades de bâtiments, toitures légères, espaces publics ou même sur des chantiers ou des concerts en extérieur. Avec des rendements pouvant atteindre 15 % aujourd’hui, et potentiellement 30 % grâce à l’intégration de cellules tandem (CIGS-perovskite), SOYPV se positionne sur la conception et l’assemblage.

Détails de la centrale solaire / Images : SOYPV.

Le directeur de recherche du CNRS et cofondateur de SOYPV, Daniel Lincot, regrette n’avoir pu utiliser les modules fabriqués par son entreprise à Aulnay. « On aurait aimé voir nos cellules en façade, mais nous ne sommes pas allés assez vite. Nous avons réalisé l’assemblage et c’est bien le système que nous avons breveté. » D’où l’enjeu de maîtriser la connexion électrique entre les cellules souples du fabricant Miasolé. « Chaque module est séparé du suivant par une séparation d’air avec le filet et une connexion électrique se fait par l’intermédiaire d’une connexion souple. Cette connexion balaie le panneau de haut en bas. »

En choisissant Aulnay-sous-Bois pour cette installation, SOYPV met en lumière le potentiel des solutions énergétiques locales et adaptables, contribuant à la décarbonation des territoires et à une électricité moins chère. C’est souvent le prisme et l’intérêt des mairies qui escomptent des économies sur leurs factures d’énergie. La récente hausse des prix du gaz et de l’électricité les poussent à se tourner vers des solutions plus économes.

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On pourrait y insérer cinq fois la ville de Paris. La nouvelle zone de production d’électricité renouvelable combinant éolien et solaire, en construction dans le nord-ouest de l’Inde, sera, une fois achevée en 2030, la plus puissante du monde. À terme, elle atteindra 30 gigawatts (GW), et surpassera largement les gigantesques centrales presque devenues emblématiques de la Chine.

L’Inde, qui dépend encore du charbon pour plus de 60 % de son mix électrique, s’est fixé comme objectif de parvenir à la neutralité carbone dans les 45 ans à venir. Le pays mise largement sur les renouvelables, et à court terme, compte doubler la puissance renouvelable actuelle en atteignant les 500 GW installés. Un pari énorme qui explique les investissements massifs actuels dans les énergies vertes. Rien que pour cette centrale de Khavda, située dans le désert de Gujarat, près de la frontière indo-pakistanaise, la somme investie s’élève à près de 18 milliards de dollars. Ce qui sera le plus grand parc énergétique du monde est un projet mené par le groupe indien Adani, avec la collaboration du Français TotalEnergies (détenant une part de 20 %). Il comprendra des installations solaires et éoliennes, et devrait alimenter l’équivalent de près de 16 millions de foyers indiens.

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Des millions de panneaux solaires et des centaines d’éoliennes

S’étendant sur plus de 530 km², le site est déjà transformé en un véritable océan de panneaux solaires avec, par endroits, des éoliennes qui se dressent. Les chiffres donnent le tournis. En effet, la centrale sera constituée de 60 millions de modules solaires bifaciaux, ainsi que de 770 éoliennes de 200 mètres de hauteur. Le tout devrait fournir 30 GW d’ici cinq ans, mais en attendant, une partie de la centrale (1,7 GW) est déjà entrée en service.

Pour optimiser le rendement du parc, les panneaux sont montés sur des suiveurs solaires. Au total, le système devrait inclure 578 000 de ces traqueurs. De plus, le site bénéficie du deuxième meilleur taux d’ensoleillement du pays. Concernant la vitesse du vent pour alimenter les éoliennes, celle-ci atteindrait les 8 mètres par seconde. Lorsqu’elle sera pleinement opérationnelle, la centrale devrait, selon un représentant du groupe Adani, éviter l’émission de « plusieurs millions » de tonnes de CO2, l’Inde étant le troisième plus gros émetteur de gaz à effet de serre au niveau mondial.

Rappelons que l’actuelle centrale électrique la plus puissante au monde est celle des Trois-Gorges. C’est une centrale hydroélectrique de plus de 22 GW, et elle est située à Sandouping, dans la province de l’Hubei en Chine.

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Aviez-vous entendu parler des batteries lithium-soufre ? Cette technologie encore peu connue est pourtant appelée à entrer massivement dans le marché. Et cela notamment grâce aux gigantesques investissements de la start-up californienne Lyten.

Lyten poursuit à plein régime son aventure industrielle. Fondée en 2021, la start-up vient d’annoncer la construction d’une gigafactory près de Reno, dans le Nevada. Il s’agit d’un investissement de plus d’un milliard d’euros, qui créera plus d’un millier d’emplois. La capacité de production sera à terme de 10 GWh/an, et la première tranche de l’usine est prévue pour démarrer en 2027.

Le lithium-soufre ? On peut s’en douter : c’est une autre variante du lithium-ion. Un accumulateur lithium soufre contient une anode composée de lithium, et une cathode constituée d’un composite contenant du soufre, en l’occurrence, pour Lyten, il s’agit de graphite nanostructuré. Comme pour toutes les autres batteries lithium-ion, le principe de fonctionnement repose sur l’échange d’ion lithium (Li⁺) entre la cathode et l’électrode. Lors de la décharge, les ions lithium viennent s’accumuler dans l’électrode contenant le soufre ; inversement, lors de la charge, les ions lithium se séparent du soufre et viennent retrouver l’électrode constituée de lithium.

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Une technologie performante et permettant un approvisionnement plus local

La technologie lithium-soufre permet une importante densité d’énergie ; en effet ses composants, lithium, carbone et soufre, sont tous des éléments très légers. Lyten avance ainsi une masse 92 kg pour une batterie de 100 kWh, ce qui conduirait, toujours d’après le constructeur, à des batteries 75 % plus légères que les batteries LFP et 60 % plus légères que les autres types batteries lithium-ion.

La technologie permet également d’utiliser une plus grande part de matériaux abondants localement, à la différence des technologies utilisant par exemple du nickel, du cobalt ou du manganèse. Ce facteur, additionné à la stratégie industrielle de la start-up, permet à Lyten de s’affirmer comme étant le leader mondial de l’approvisionnement local. En outre, le soufre étant peu coûteux, les batteries pourraient être vendues à un prix plus faible que les technologies concurrentes. À noter toutefois que Lyten n’affiche pas beaucoup d’informations sur la durée de vie de ses batteries, laquelle est un probable point faible de cette technologie.

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Le marché du lithium-soufre est en pleine expansion

Lyten fabrique déjà des composants dans son installation de San Jose en Californie, depuis mai 2023. Ses batteries lithium-soufre ont trouvé des applications dans les marchés de la micromobilité, de l’espace, des drones et de la défense, pour la période 2024-2025. La construction de la gigafactory va permettre d’accompagner la croissance de la demande.

Chrysler envisage d’utiliser les batteries de l’entreprise dans sa réédition de son modèle Halcyon ; cette solution leur permettrait de réduire de 60 % l’empreinte carbone de son concept. Rappelons en outre que Stellantis a également investi dans Lyten, au moment de sa levée de fonds de 425 millions de dollars en 2015.

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Des composants hors norme ont été vus sur les routes du Danemark. Siemens Gamesa semble se préparer à tester celle qui pourrait devenir la plus puissante éolienne du monde. Un engin de 21 mégawatts (MW), qui surpasse de très peu la tenante du titre actuellement testée en Chine.

Depuis le début de cette année 2024, la rumeur enflait. Des informations fuitaient. Notamment par le biais de documentations publiées par la Commission européenne concernant des fonds d’innovation de 30 millions d’euros attribués à un projet baptisé Highly Innovative Prototype of the most Powerful Offshore Wind turbine generator (HIPPOW). Par le biais de discussions informelles également. Mais Siemens Gamesa n’avait toujours pas confirmé son ambition de développer une nouvelle éolienne hors norme. Un engin appelé à devenir l’éolienne la plus puissante du monde, un petit mégawatt au-dessus de l’actuelle.

Une nouvelle éolienne hors norme

Et le 6 décembre, la société germano-espagnole est finalement sortie du bois de façon assez spectaculaire. En lançant des pièces de son prototype sur les routes. Un convoi de plusieurs camions transportant la nacelle, le moyeu et le générateur à entraînement direct de celle qui pourrait être baptisée SG21-276 DD a été vu quittant le centre de R&D de Siemens Gamesa à Brande (Danemark) direction le port. Les pièces ont alors été chargées sur une barge qui les a emportées au plus près du centre d’essais d’Østerild (Danemark). Puis, elles ont fini le trajet par la route. Un découpage imposé par leurs dimensions colossales. La nacelle pourrait faire 10 mètres de haut. C’est l’équivalent d’un immeuble de trois étages !

La tour de l’éolienne semble déjà avoir été installée sur le centre d’essais d’Østerild. Depuis plusieurs mois, peut-être. La presse danoise rapporte qu’elle mesure entre 160 et 170 mètres. Pour le reste, Siemens Gamesa n’ayant toujours pas divulgué d’informations officielles au sujet du prototype que les ingénieurs s’apprêtent visiblement à tester, il n’est pas possible de proposer plus que des détails quant à ses spécifications techniques.

Le convoi transportant les pièces du prototype vers le centre d’essais d’Østerild / Images : Windletter.

Quelles spécifications pour l’éolienne la plus puissante du monde ?

Côté puissance, l’éolienne devrait pouvoir varier entre 21 et 23 mégawatts (MW) grâce à la fonction Power Boost développée par Siemens pour ses éoliennes offshore. C’est plus de 50 % de plus que ce dont est capable aujourd’hui la plus puissante éolienne de la société germano-espagnole. Pour une production annuelle qui augmenterait de 30 à 35 %.

Les pales de la nouvelle éolienne Siemens Gamesa seraient longues de 135 mètres et le rotor aurait un diamètre de 276 mètres. Et pour la première fois, une éolienne pourrait utiliser un niveau de tension typique des sous-stations et des lignes de transmission à haute tension avec 132 kilovolts (kV) entrevus du côté haute tension des transformateurs situés dans la nacelle. Affaire à suivre avec de premiers essais qui ne sont tout de même pas attendus avant plusieurs semaines.

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Orano, le français spécialisé dans la chaîne de valeur du combustible, vient de perdre sa filiale minière au Niger.

Le 4 décembre dernier, le groupe français Orano, spécialisé dans l’uranium, a annoncé la perte du contrôle opérationnel de la Somaïr, sa filiale minière au Niger. La junte militaire est au pouvoir dans le pays depuis juillet 2023.

Orano détenait jusqu’alors 63,4 % du capital de la Somaïr, contre 36,6 % pour l’État nigérien. Pourtant, malgré cette participation majoritaire, le groupe français affirme que « les décisions prises lors des conseils d’administration ne sont plus appliquées », selon son dernier communiqué. Les autorités nigériennes auraient « pris le contrôle opérationnel » de l’entreprise, refusant notamment d’exporter l’uranium produit sur le site d’Arlit, une mesure réaffirmée lors du conseil du 3 décembre. Ce blocage empêche l’écoulement de stocks estimés à 300 millions d’euros, compromettant gravement la situation financière de la mine.

La confrontation est alimentée par des accusations mutuelles. Un conseiller du gouvernement nigérien, cité par Le Monde, a déclaré : « Orano se gave depuis cinquante ans sur les ressources de notre pays en dictant ses conditions. C’est terminé. » De son côté, Orano évoque des « ingérences » nuisibles et prévoit de « défendre ses droits » devant les instances compétentes.

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Une crise d’ampleur pour Orano

Les conséquences économiques de ce conflit sont lourdes pour Orano, dont le Niger représentait en 2023 près de 16 % de sa production mondiale d’uranium. Depuis le coup d’État de 2023, l’État français a dû injecter 300 millions d’euros pour soutenir l’entreprise. En parallèle, l’agence de notation S&P a relevé ses perspectives pour Orano à « positif », estimant que la relance mondiale de l’industrie nucléaire pourrait compenser ces pertes.

Cependant, la fermeture des frontières avec le Bénin, traditionnel corridor d’exportation, et le retrait par le Niger du permis d’exploitation de la mine d’Imouraren en juin dernier, aggravent la situation. Le gouvernement nigérien cherche par ailleurs à attirer de nouveaux partenaires, notamment russes, iraniens et chinois, pour exploiter ses ressources naturelles.

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Implications géopolitiques

En Europe, la France et l’Union européenne comptent sur des approvisionnements stables en uranium. Cependant, cette perte ne compromet pas immédiatement l’approvisionnement des centrales françaises, grâce à des stocks et à d’autres sources d’importation.

Pour Orano, la perte d’un site emblématique comme la Somaïr révèle les risques inhérents à une stratégie fortement concentrée sur des pays politiquement volatils, bien que dépendante des sous-sols exploitables. Alors que les autorités nigériennes réaffirment leur souveraineté, le sort d’Orano au Niger reste en suspens, sous l’ombre des ambitions grandissantes d’autres puissances.

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Indispensables à la féérie des fêtes de fin d’année, les guirlandes lumineuses consomment nécessairement de l’électricité. Mais qui sait vraiment quelle quantité ? Nous avons mesuré précisément la consommation de deux guirlandes, l’une équipée de LEDS et l’autre de vieilles ampoules à incandescence. Rassurez-vous, leur utilisation, même prolongée, n’aura aucun impact significatif, ni sur votre facture, ni sur votre bilan carbone.

Clignotantes, fixes, blanches ou multicolores : les guirlandes lumineuses font partie des décorations de Noël désormais incontournables. Certains en profitent pour transformer leur habitation en véritable attraction temporaire, quand la plupart d’entre nous se contente de quelques guirlandes autour du sapin ou le long d’un balcon.

S’il existe une très large variété de guirlandes lumineuses dotées de fonctionnalités et technologies d’ampoules différentes, et donc de consommations différentes, nous avons souhaité nous faire une idée de l’ordre de grandeur. Pour cela, nous avons branché deux guirlandes sur un compteur de précision.

Guirlande LED vs guirlande à incandescence : les relevés de consommation

La première est une guirlande longue de 30 mètres équipée de 1 000 LEDS blanches fixes, achetée en 2024 pour une vingtaine d’euros. Sa puissance est indiquée pour seulement 7 W. La seconde est un vieux modèle de guirlande longue de 4 mètres, dotée de 42 ampoules clignotantes à incandescence, qui vous rappellera probablement votre enfance si vous avez grandi dans les années 1980 ou 1990. Sa puissance nominale n’est pas connue.

Nous avons fait fonctionner les deux modèles durant deux heures. Sans surprise, la guirlande LED obtient la consommation la plus faible : elle est 2,5 fois inférieure à son homologue à incandescence, malgré 24 fois plus de points lumineux et un éclairage fixe. Utilisée 6 heures par jour pendant 30 jours, la guirlande LED consommera seulement 1,3 kWh contre 3,2 kWh pour le modèle à incandescence.

	Guirlande récente (1 000 LED fixes)	Guirlande ancienne (42 ampoules à incandescence clignotantes)
Consommation sur 2 h	14,58 Wh	35,7 Wh
Puissance moyenne	7,29 W	17,85 W
Consommation totale pour une utilisation 6 h/jour pendant 30 jours	1 312,2 Wh	3 213,2 Wh
Coût pour une utilisation 6 h/jour pendant 30 jours (tarif bleu base)	0,33 €	0,81 €
Consommation totale si 20 % des logements en France utilisent une guirlande lumineuse (soit 7,44 millions de logements)	9 762,77 MWh	23 906,21 MWh
Soit l’équivalent de la production d’un réacteur nucléaire de palier CP pendant :	10 h 51	26 h 34

Dans les deux cas, leur coût d’utilisation total sur la période des fêtes est bien inférieur à 1 euro. Il n’est donc pas indispensable de remplacer vos vieilles guirlandes à incandescence, si elles fonctionnent toujours, par un modèle à LEDS, sauf pour des raisons de sécurité. En effet, en générant plus de chaleur que des LEDS, les ampoules à incandescence ont un risque un peu plus élevé d’incendie, notamment au contact de certaines décorations et flocages appliqués sur les sapins.

Nous avons également estimé la consommation des deux guirlandes à grande échelle. En se basant sur un taux d’équipement en illuminations de 20 % du total des logements français, soit 7,44 millions de logements, la différence est bien plus significative. Alors que la guirlande LED impliquerait une hausse de la consommation de 9 763 MWh durant les fêtes, la guirlande à incandescence atteindrait 23 906 MWh. Pour générer autant d’électricité, il faudrait mobiliser un réacteur nucléaire de palier CP (900 MWe) pendant près de 11 h pour la première, contre plus de 26 heures pour la seconde.

Mobiliser une petite centrale hydroélectrique

L’appel de puissance est estimé à 54,2 MW pour les LEDS, mais 132,8 MW pour les ampoules rétro. Ce n’est pas grand-chose à l’échelle du réseau national, qui dispose de 87 600 MW de puissance installée pour le nucléaire et l’hydroélectricité à eux seuls. Ces illuminations mobiliseraient toutefois l’équivalent d’une petite centrale hydroélectrique, comme celle de Sainte-Tulle II (55 MW) pour les LEDS ou celle de Sainte-Croix (141 MW) pour les guirlandes à incandescence.

Dans tous les cas, l’impact des guirlandes de Noël est très faible et ne pourrait motiver aucune restriction sérieuse pour raisons environnementales ou d’économie d’énergie. Profitez-en !

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Pour faciliter l’industrialisation et le déploiement des centrales nucléaires, pourquoi ne pas les rendre flottantes, et ainsi pouvoir les tracter un peu partout dans le monde ? C’est, dans les grandes lignes, ce qu’essaient de mettre au point deux entreprises, anglaises et américaines. Si elle se concrétisait, cette solution pourrait notamment aider à résoudre le casse-tête de la décarbonation des territoires insulaires.  

Est-ce que le réacteur nucléaire « eVinci », conçu par Westinghouse, vous dit quelque chose ? Souvenez-vous, il y a quelques mois, on vous présentait les potentiels avantages de ce microréacteur à cœur solide. Celui-ci se distingue notamment par le recours à un caloduc, une technique qui permet de se passer de liquide de refroidissement grâce à l’utilisation de dispositifs de transport de chaleur passif, améliorant ainsi la sûreté de l’ensemble.

Conçu comme une batterie, ce réacteur de 5 MWe doit être capable de fonctionner à pleine puissance pendant 8 ans, avant d’être entièrement remplacé. Déjà, lors de sa présentation, le eVinci s’adressait à de nombreuses applications : réseaux de chaleur urbains, sites industriels, alimentation de raffinerie ou data center.

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Mais pour aller encore plus loin, Westinghouse s’est associé à Core Power, société spécialisée dans le nucléaire maritime. Ensemble, les deux entreprises travaillent à la mise au point d’une centrale nucléaire flottante (Nuclear Floating Power Plant), qui permettrait la décarbonation de régions spécifiques comme les ports, certaines industries ainsi que les territoires insulaires.

Les centrales nucléaires flottantes : atout principal pour la décarbonation des zones insulaires ?

Et si ces centrales flottantes étaient la clé de la décarbonation des territoires maritimes ? Actuellement, la plupart des îles sont hautement dépendantes d’énergies fossiles comme le diesel et le fioul. Leur isolement géographique nécessite le recours à des équipements parfaitement pilotables, tout en maintenant des coûts d’investissements réduits. De plus, le manque de surface disponible freine le déploiement massif de moyens de production renouvelables comme l’éolien ou le photovoltaïque.

Côté français, EDF mise sur la biomasse liquide pour décarboner des îles comme La Réunion ou la Corse. Mais ce type d’infrastructure a ses limites. La centrale du Ricanto, en cours de construction en Corse, nécessitera 60 000 hectares de culture de colza par an pour fournir les 130 MW de la centrale.

De potentielles centrales nucléaires flottantes, sous réserve que leur niveau de sécurité soit suffisant, pourraient être un atout important pour la transformation de leur mix énergétique. D’ailleurs, cette piste est également creusée du côté de l’Indonésie, qui travaille avec la société danoise Seaborg pour installer des réacteurs SMR sur des barges. Le projet de Seaborg est, en revanche, nettement plus conséquent avec 2 à 8 réacteurs de 100 MWe chacun.

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La Cour des comptes salue le déploiement du compteur intelligent Linky. Les gains financiers sont au rendez-vous pour le distributeur français Enedis, mais la valorisation du changement des habitudes de consommation, permise par ses fonctionnalités, a du mal à séduire.

Le déploiement du compteur communicant Linky en France, lancé il y a dix ans, fait aujourd’hui l’objet d’une évaluation par la Cour des comptes. Dans un rapport publié le 29 novembre, les sages saluent un succès industriel réalisé dans les délais impartis et pour un coût maîtrisé, tout en pointant des résultats mitigés sur le volet consommation par exemple.

Un déploiement moins coûteux que prévu

Avec 34 millions de compteurs installés dans les foyers et les petites entreprises, le programme Linky est une prouesse logistique et financière. Enedis a réussi à respecter les échéances et à contenir les coûts à 4,6 milliards d’euros, soit 18 % de moins que prévu initialement. Cette réduction aurait été obtenue grâce à une bonne planification et à des innovations dans le processus de déploiement.

Les gains financiers sont également notables pour Enedis, qui a économisé jusque-là 700 millions d’euros grâce aux relevés à distance et un milliard d’euros pour les interventions techniques, devenues pour la plupart téléopérables.

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Pour le consommateur, les économies promises n’ont pas encore été atteintes

Mais le bilan de la Cour des comptes n’est pas tout blanc : les économies espérées pour les consommateurs, estimées à 9,7 milliards d’euros, tardent à se matérialiser. Les gains attendus de 2 milliards d’euros grâce à une meilleure maîtrise de la consommation n’ont pas été au rendez-vous. Malgré un accès amélioré aux données de consommation, les habitudes des particuliers peinent à changer, comme le décalage la nuit du chauffage du ballon d’eau chaude.

De même, le volet commercial n’a pas tenu ses promesses. Les offres attendues des fournisseurs d’électricité, comme les heures creuses solaires ou éoliennes, se heurtent à la préférence des consommateurs pour des tarifs fixes ou prévisibles, comme les tarifs réglementés. Par ailleurs, les pertes liées à la fraude n’ont pas significativement diminué, bien que la détection des fraudes ait été facilitée et que la recrudescence soit un phénomène européen.

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Les indéniables avantages du compteur Linky

Le système Linky apporte toutefois des avantages substantiels au fonctionnement du réseau. La collecte en temps réel des données de consommation améliore la gestion de l’équilibre entre offre et demande, réduisant les coûts pour les producteurs et les fournisseurs d’électricité. La Cour évalue ces économies à un milliard d’euros entre 2021 et 2024, puis à 350 millions d’euros par an jusqu’en 2028.

Cependant, des interrogations subsistent concernant le financement de ce programme. La Cour critique le taux de rémunération jugé trop généreux accordé à Enedis par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), qui pourrait à terme alourdir la facture des consommateurs.

Malgré ses limites, le compteur Linky semble avoir contribué à apaiser la relation client-fournisseur. Les réclamations des utilisateurs équipés ont significativement diminué, grâce notamment à une facturation plus précise et à des économies de temps pour les interventions. Les récalcitrants à l’adoption du Linky devront, eux, s’acquitter d’un forfait pour relève manuelle.

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Certains ont imaginé monter des panneaux solaires sur des cerfs-volants. Aujourd’hui, des chercheurs présentent un ballon photovoltaïque gonflé à l’hélium qui pourrait aider à alimenter en électricité surtout les régions reculées.

Certaines régions du monde ne sont pas les plus adaptées à la production d’énergie solaire. Les régions du nord, par exemple, où de la neige peut se déposer sur les panneaux photovoltaïques. C’est notamment pour contourner ce problème que des chercheurs de l’université de Mälardalen, en Suède, soutenus par d’autres en Chine, ont développé une solution innovante : le balloon-integrated photovoltaic system (BIPVS).

Le ballon — qui ressemble plus à un dôme — est rempli d’un mélange d’air et d’hélium qui permet de l’envoyer dans les airs. Juste assez haut pour l’affranchir de l’ombre des arbres et des bâtiments. Constitué d’un matériau transparent, le ballon capte la lumière du soleil qui lui arrive de toutes les directions et commence à la concentrer. Le socle du dôme est, quant à lui, composé d’un matériau réellement conçu pour concentrer cette lumière afin de limiter la taille de la cellule solaire à suspendre en dessous sans sacrifier l’efficacité de l’ensemble.

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Des ballons qui produisent de l’électricité en altitude

Installées sur le socle du ballon, les cellules photovoltaïques en tellurure de cadmium (CdTe) à couche mince sont protégées de la pluie, de la neige, du grésil ou encore de la grêle. Et les chercheurs ont ajouté au système des modules de stockage et de contrôle pour gérer le flux d’énergie. Le tout est stabilisé grâce à 4 câbles. Mais aussi, relié au sol par un câble électrique.

En cas de surexposition au soleil, le ballon est équipé d’un système d’échappement qui permet d’éviter les surpressions. Il peut également automatiquement atterrir lorsque la météo se gâte. Pour éviter les dommages. Lorsque les températures sont trop basses — et le rayonnement solaire trop faible —, les chercheurs conseillent de maintenir le BIPVS au sol.

Pour évaluer l’efficacité que leur balloon-integrated photovoltaic system pourrait avoir dans 5 grandes villes du monde — Vasteras (Suède), Vancouver (Canada), New York (États-Unis), Shanghai (Chine) et Hong Kong (Chine) —, les chercheurs ont utilisé des simulations. Ils ont aussi mené quelques tests réels. Et ils rapportent que la production mensuelle moyenne — pendant les mois de production effective, soit en dehors du plus fort de l’hiver — d’un de leurs ballons se situe entre 3,3 et 4,2 gigawattheures (GWh) d’électricité. Au total, sur sa durée de vie, elle se situe entre 480 et 710 GWh. Les chercheurs notent également que plusieurs ballons pourraient être envoyés dans les airs pour générer autant d’énergie que nécessaire pour un site donné.

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Dans les transports ou pendant une longue randonnée, la batterie USB externe est devenue un accessoire incontournable du technophile nomade et du travailleur connecté. Voici notre sélection de 3 modèles bien différents…

La batterie externe USB est un petit accessoire nomade bien pratique pour étendre l’autonomie d’un smartphone, d’une tablette, d’une console ou d’un ordinateur portable lorsque l’on se déplace pendant longtemps loin d’une prise de courant (transports, randonnée…). D’ailleurs, en parlant de transport, faites attention si vous prenez l’avion. Elles ne sont autorisées qu’en cabine (interdite en soute) et chaque voyageur ne peut emporter plus de deux batteries, dans une limite totale de 27 000 mAh.

À la maison, pensez aussi à la batterie externe en cas de besoin ponctuel loin d’une prise de courant, par exemple pour éviter de sortir une grande rallonge pour alimenter une enceinte portable à l’autre bout du jardin.

Capacité annoncée et capacité réelle

Mieux vaut opter pour un modèle qui présente au moins un connecteur USB-C, aujourd’hui la norme, et bien pratique pour sa circulation bidirectionnelle (il permet généralement de recharger la batterie externe ou de recharger l’appareil qui y est connecté).
Quant à la capacité de la batterie, elle dépendra de vos besoins, les capacités les plus classiques étant celles de 5 000, 10 000, 15 000, 20 000 mAh. Seules les batteries de plus de 10 000 mAh permettent de charger au moins deux fois un gros smartphone. En plus de la capacité, prenez également garde à la puissance maximale proposée. Cette dernière doit correspondre a minima à la puissance de votre appareil nomade le plus puissant. En dessous, certains appareils passent en charge lente, tandis que d’autres refusent de se charger (particulièrement certains ordinateurs portables).

Autre point qui doit retenir votre attention : il ne suffit pas de diviser la capacité de la batterie externe par celle de l’appareil pour connaître le nombre de charges. Il faut tenir compte du rendement du processus de charge qui dissipe une partie de l’énergie sous forme de chaleur. Ainsi, on estime qu’une batterie externe ne fournit qu’environ 85 % de sa capacité norminale à la recharge externe. Par exemple, on ne pourra exploiter réellement que 17 000 mAh d’une batterie de 20 000 mAh (20 000 × 0,85), ce qui permet de recharger environ 4,25 fois (17 000 / 4 000 mAh) un grand smartphone de type Galaxy S20 (batterie de 4 000 mAh).

Varta Power Bank Energy 20 000 : grosse autonomie et nombreux connecteurs

Idéale pour technophiles nomades, la batterie externe Power Bank Energy 20000 du spécialiste Varta peut recharger jusqu’à 3 appareils simultanément. Elle dispose pour cela de deux ports USB-A pour recevoir n’importe quel câble adaptateur, et d’un port USB Type C bidirectionnel, utilisable à la fois pour recharger un appareil récent ou pour recharger la batterie elle-même (qui peut aussi se recharger via un connecteur Micro-USB indépendant). Notez qu’elle peut se recharger pendant qu’elle charge un appareil. Et pour connaître son niveau de charge, il suffit de regarder les 4 leds qui indiquent le niveau d’autonomie.

Sa forte capacité de 20 000 mAh est évidemment un atout lors des longs déplacements loin d’une prise de courant. Elle peut ainsi recharger environ cinq fois un smartphone de type Samsung Galaxy S20, et elle le fera vite, puisque son port USB-C assure jusqu’à 3 A en sortie.
Ce modèle se décline aussi en capacités de 5 000, 10 000 et 15 000 mAh.

• Capacité : 20 000 mAh (à 3,7 V)
• Dimensions : 7,9 × 15,7 × 2,2 cm
• Poids : 435 g

Xiaomi Power Bank 33W Pocket Edition Pro : petite et pratique

Spécialiste des appareils électroniques mobiles, et donc des batteries qui vont avec, le constructeur chinois Xiaomi (prononcez “Chiaomi”, ça fait toujours savant en soirée) propose à son catalogue plusieurs batteries externes, dont cette petite Power Bank 33W. Petite, mais bien conçue. Elle se limite à deux ports (un USB-A et un USB-C), mais qui sont utilisables simultanément. L’USB-C (compatible charge rapide à 3 A) est aussi utilisé pour la recharge de la batterie. Et pour recharger un appareil USB-C en même temps que la recharge de la batterie, le câble de recharge livré est fort bien conçu, puisqu’il intègre un adaptateur USB-C vers USB-A qui laisse la liberté de recharger la Power Bank 33W tout en disposant d’un câble USB-C pour un appareil externe.

On apprécie également le bouton et les témoins lumineux de charge particulièrement bien intégrés et le design épuré de l’ensemble. Attention, sa capacité de 10 000 mAh ne permet de recharger qu’une fois et demie un gros smartphone, ce qui s’avère déjà pas mal, mais elle sera beaucoup moins efficace avec de gros appareils (console portable, ordinateur portable…).
Notez que la Xiaomi Power Bank 33W Pocket Edition Pro se décline en bleu et en blanc.

• Capacité réelle : 10 000 mAh (à 3,7 V)
• Dimensions : 10,5 × 5,6 × 2,6 cm
• Poids : 212 g

Baseus Batterie Externe 22,5 W 20 000 mAh : avec affichage numérique

En plus de proposer 3 sorties USB (deux Type A et une Type C) pour la recharge des appareils, la batterie externe Baseus 22,5 W est dotée d’un afficheur numérique qui permet de savoir si elle se recharge, si elle recharge un appareil, et à quelle vitesse elle le recharge. Pratique pour savoir si elle fonctionne en mode normal (5 W), rapide (15 W) ou très rapide (22,5 W). Cet afficheur indique également l’autonomie disponible. Si vous comptez quatre ports sur cette batterie, c’est parce que le quatrième (le Micro-USB) sert à la recharger. Le port USB-C est quant à lui bidirectionnel et permet également de recharger la batterie.

Enfin, elle se présente dans un solide boîtier en aluminium qui la rend robuste, mais alourdit sans doute un peu l’ensemble pour approcher le demi-kilogramme.

• Capacité : 20 000 mAh (à 3,7 V)
• Dimensions : 19,9 × 11,1 × 3,9 cm
• Poids : 480 g

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Cet article a été réalisé en collaboration avec ENGIE

Si le nombre de stations de recharge augmente chaque année, de nombreux propriétaires de véhicules électriques sont encore à la peine quand vient le temps de faire le plein. Un problème qui pourrait être résolu grâce à ENGIE et Ma Recharge Intelligente.

Cet article a été réalisé en collaboration avec ENGIE

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En savoir plus

Le fournisseur alternatif Ohm Énergie vient de lancer une offre intégrant des heures creuses solaires, ou le tarif du kilowattheure est abaissé lorsque le soleil est à son zénith.

Ohm Énergie lance une nouvelle offre appelée « Modulo » proposant des heures creuses solaires. L’objectif est de consommer l’électricité solaire uniquement lorsqu’elle est produite. Julien Maréchal, directeur des opérations chez Ohm Énergie, résume la démarche : « Nous avons voulu refléter ce qui se passe réellement sur le marché, tout en trouvant un équilibre entre une offre trop complexe et une solution simple, efficace en moyenne. » Concrètement, les heures creuses solaires s’appliquent entre 11 h et 16 h, période où la production photovoltaïque atteint son apogée, et ce, d’avril à octobre. En parallèle, les huit heures creuses classiques nocturnes (de 23 h à 6 h) sont maintenues. Le reste est en heure pleine.

Ohm Énergie affirme concevoir cette offre comme un moyen de bénéficier de l’électricité solaire, sans devoir investir dans une centrale chez soi. « Aujourd’hui, bénéficier directement du solaire nécessite d’être propriétaire, d’avoir une maison et de pouvoir investir 10 000 €. Cela exclut une grande partie de la population. Nous, nous permettons à tous les Français de profiter des baisses de prix liées au solaire, qu’ils vivent en appartement ou en maison », précise Julien Maréchal. « L’idée est de refléter le vrai prix de marché, et de permettre des comportements vertueux aussi bien sur le plan économique que carbone », ajoute-t-il.

Les tarifs de l’offre Modulo d’Ohm Energy sont les suivants :

Tranche horaire	Prix (€/kWh)
Heures pleines	0,245
Heures creuses	0,1704
Heures creuses solaires ☀️	0,1476
Jours Zen	0,0818

Une consommation optimisée presque sans effort

Cette offre s’adresse à deux catégories de consommateurs. « Ceux qui possèdent des équipements comme des ballons d’eau chaude ou des climatisations bénéficient automatiquement des tarifs réduits sans avoir à changer leurs habitudes, à condition que leur installation ne soit pas trop vieille et ne nécessite pas un branchement supplémentaire. Pour les autres, comme ceux qui utilisent des lave-linge, sèche-linge ou véhicules électriques, cela demande un petit effort pour déplacer certaines consommations », explique Julien Maréchal.

L’offre repose en partie sur les compteurs Linky, qui envoient un signal pour activer les équipements au bon moment. Selon Ohm Energie, les producteurs d’électricité, dont la filiale installatrice de panneaux Ohm solaire, en bénéficient également. « Lorsqu’il y a trop de production et pas assez de consommation, les prix deviennent nuls ou même négatifs. Cette offre contribue à rééquilibrer le système en augmentant la consommation pendant ces périodes de forte production », explique-t-il.

Pour Ohm Énergie, ce repositionnement des heures creuses réduit également les risques financiers pour son entreprise : « acheter moins d’électricité entre 18 h et 20 h, lorsque les prix explosent, et davantage entre 11 h et 16 h, où elle est abondante, nous permet de stabiliser nos coûts. » Ohm énergie anticipe les réformes prévues par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour généraliser les heures creuses diurnes d’ici 2025. En tant que fournisseur alternatif, il est libre de proposer sa gamme tarifaire.

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Si vous préparez un projet d’achat de panneaux solaires pour l’an prochain, vous devez être en train de calculer le budget de votre installation. Et vous savez sans doute que vous pouvez bénéficier d’aides indirectes, via l’obligation d’achat, notamment. Mais chaque année, la situation est réévaluée. Alors qu’est-ce qui va changer en 2025 concernant les aides liées aux panneaux solaires ?

À moins d’investir dans un kit solaire, qui ne donne droit à aucune aide, l’investissement dans un projet photovoltaïque se chiffre en milliers d’euros. Alors, pour faire baisser la facture, plusieurs dispositifs de soutien ont été mis en place afin d’inciter les ménages à se lancer dans le solaire.

Nous allons distinguer les dispositifs existants pour les différents types de panneaux solaires :

• Les panneaux solaires photovoltaïques qui produisent uniquement de l’électricité ;
• Les panneaux solaires thermiques qui produisent de la chaleur pour alimenter un circuit d’eau chaude sanitaire et/ou un système de chauffage ;
• Les panneaux solaires hybrides qui combinent les deux fonctionnalités précitées.

☀️ Prime à l’autoconsommation photovoltaïque : quel montant en 2025 ?

La prime à l’autoconsommation est versée chaque année aux propriétaires de panneaux solaires photovoltaïques, sous réserve d’avoir choisi l’option « d’autoconsommation avec revente du surplus ». Le montant alloué dépend de la puissance du parc solaire et évolue chaque trimestre. Les montants actuellement en vigueur jusqu’au 31 janvier 2025 sont les suivants :

• 220 €/kWc pour les installations ayant une puissance allant jusqu’à 3 kilowatts-crête (kWc) ;
• 160 €/kWc pour les installations ayant une puissance comprise entre 3 et 9 kWc ;
• 190 €/kWc pour les parcs dotés d’une puissance comprise entre 9 et 36 kWc ;
• 100 €/kWc pour les parcs dotés d’une puissance dépassant 36 kWc.

Pour le trimestre suivant, à partir de février 2025, il faudra guetter les décisions de la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

☀️ Le tarif de l’obligation d’achat pour les panneaux photovoltaïques en 2025

Afin d’optimiser votre production solaire photovoltaïque, vous pouvez la vendre au réseau public d’électricité. Pour cela, vous devez signer un contrat avec EDF OA (Obligation d’achat) ou une entreprise locale de distribution (ELD) compétente localement.

Le contrat est conclu pour une durée de 20 ans et donne un prix d’achat pour la revente de ce surplus de production. Le montant est fixé par arrêté tarifaire en fonction de la puissance de l’installation solaire et de l’option choisie (vente totale ou vente du surplus). Actuellement, l’arrêté tarifaire applicable pour la période du 1ᵉʳ novembre 2025 jusqu’au 31 janvier 2025 fixe les montants suivants. Les tarifs du trimestre suivant n’ont pas encore été publiés.

Puissance	Autoconsommation avec vente du surplus	Vente totale
≤ 3 kWc	0,1269 €/kWh	0,1031 €/kWh
> 3 et ≤ 9 kWc	0,1269 €/kWh	0,0876 €/kWh
>9 et ≤ 36 kWc	0,0761 €/kWh	0,1302 €/kWh
>36 et ≤ 100 kWc	0,0761 €/kWh	0,1132 €/kWh

L’avantage fiscal sur la revente d’électricité

Les revenus issus de la vente d’électricité sont en principe imposables au titre de l’impôt sur le revenu. Une exonération est possible si les conditions suivantes sont réunies :

• la puissance de l’installation photovoltaïque n’excède pas 3 kWc ;
• l’installation solaire est raccordée au réseau public d’électricité en deux points au maximum ;
• le parc solaire est utilisé à titre privé et ne dépend pas d’une activité professionnelle ou d’une copropriété.

Pour bénéficier de cette exonération, il convient de remplir le formulaire de déclaration complémentaire n° 2042. Pour cela, il faut se reporter à la section « revenus commerciaux et industriels non professionnels » et indiquer le montant des revenus dans les cas « revenus nets exonérés ». En 2025, le gouvernement n’a donné aucune information concernant la suspension de cette disposition. Cet avantage fiscal devrait donc perdurer.

☀️ Les aides accessibles en 2025 pour les panneaux thermiques et hybrides

Les panneaux thermiques et hybrides n’ont pas droit aux mêmes aides que les modèles photovoltaïques. Ils peuvent bénéficier du dispositif MaPrimeRénov’ qui permet d’obtenir jusqu’à 15 000 euros (dans la limite de 50 % du coût des travaux) en cas de rénovation globale du logement.

La seule modification qui était prévue pour l’année prochaine concernant MaPrimeRénov’ était le taux d’écrêtement qui concerne le niveau de cumul entre les aides locales et MaPrimeRénov’. Ce cumul devait être amélioré dès 2025 pour certaines catégories de ménages, mais la censure du gouvernement Barnier a suspendu le vote du budget, qui incluait cette mesure.

Le cumul autorisé devait atteindre 80 % du montant total des travaux de rénovation énergétique (incluant l’achat de systèmes de panneaux thermiques et hybrides) contre 60 % en 2024 pour les revenus intermédiaires. Les ménages aux revenus supérieurs devaient bénéficier d’un cumul allant jusqu’à 50 % du montant des travaux contre 40 % actuellement. Les foyers aux revenus modestes auraient pu cumuler les aides jusqu’à 90 % des travaux (80 % en 2024). Les ménages aux revenus très modestes ne devaient pas être affectés puisqu’ils peuvent déjà cumuler les aides jusqu’à couvrir la totalité de leurs travaux.

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Les panneaux hybrides et thermiques peuvent également bénéficier de l’éco-prêt à taux zéro ou éco-PTZ pour financer l’investissement. Plafonné à 15 000 euros, l’éco-PTZ ne devrait subir aucune modification en 2025.

La prime énergie issue du dispositif des certificats d’économies d’énergie (CEE) est également applicable aux panneaux thermiques. Le montant versé est calculé en fonction des économies d’énergie réalisées à la suite de votre investissement et de la situation géographique de l’habitation. Là encore, il n’a pas été question de revenir sur ce dispositif l’an prochain. Pour information, nous sommes dans la 5ᵉ période des CEE qui prendra fin au 31 décembre 2025. Des changements pourront donc intervenir pour la 6ᵉ période, qui débutera au 1ᵉʳ janvier 2026.

☀️ Quelle TVA pour les panneaux solaires en 2025 ?

Enfin, il n’est pas question de revenir en 2025 sur la TVA réduite à 10 % accordée aux installations photovoltaïques raccordées au réseau public et dotées d’une puissance inférieure ou égale à 3 kWc. Pour les panneaux solaires thermiques et hybrides, ils bénéficient d’un taux encore plus avantageux à 5,5 % qui ne devrait pas être modifié l’an prochain.

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Un rapport analyse les causes des deux incendies soudains d’autobus électriques à Paris, survenus en 2022. Les batteries situées en toitures s’étaient brutalement embrasées, sans faire de victime. Suite à ces sinistres que les pompiers avaient eus peine à maîtriser, un bureau d’enquête national publie des recommandations.

Le Bureau d’enquêtes sur les accidents de transports terrestres (BEA-TT) a publié un rapport détaillé sur les incendies de deux bus électriques survenus les 4 et 29 avril 2022 à Paris. Ces incidents, bien que sans conséquences humaines graves, soulèvent d’importantes questions sur la sécurité des véhicules électriques et leur réglementation.

Le contexte des incidents

Les deux incendies ont impliqué des Bluebus 12m-IT3 équipés de batteries lithium-métal-polymère (LMP) de 63 kilowattheures (kWh). Le premier s’est déclenché en pleine circulation à Maubert-Mutualité, dont une des batteries en feu est tombée du toit, tandis que le second s’est produit à l’arrêt bibliothèque François Mitterrand, avec plusieurs explosions. Dans les deux cas, l’embrasement a été d’une surprenante rapidité, atteignant des températures suffisamment élevées pour faire fondre les toits des véhicules et projeter du métal en fusion. Les enquêtes attribuent ces feux à un court-circuit intercellulaire provoquant un emballement thermique au sein des batteries, un défaut lié au processus de fabrication dans une usine canadienne de BlueSolutions.

Les interventions des secours ont mis en évidence, selon les conclusions du rapport, une « difficulté majeure, à savoir qu’il est quasiment impossible d’éteindre rapidement et complètement » les incendies impliquant des batteries à électrolyte solide, et ce, malgré des délais d’intervention rapides. Ces feux, accompagnés d’émanations toxiques et de projections dangereuses, posent des risques considérables pour les passagers, les intervenants et l’environnement.

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Les recommandations pour prévenir de futurs incidents

Le rapport identifie plusieurs axes d’amélioration et émet des recommandations à l’intention des constructeurs et des autorités :

➡️ Renforcement des alarmes : Bluebus est invité à anticiper l’application des amendements au règlement ONU n° 100 en abaissant les seuils de détection des défaillances dans les systèmes de gestion des batteries.

➡️ Révision des normes internationales : la DGEC doit engager des discussions avec l’ONU pour adapter les essais de résistance au feu à toutes les technologies de batteries.

➡️ Amélioration des matériaux : Bluebus doit renforcer la protection thermique des toits et limiter les projections de métal en fusion pour sécuriser les évacuations.

➡️ Enregistrement des données : les constructeurs sont encouragés à stocker les données des véhicules pour faciliter l’analyse des incidents.

➡️Recherche incendie : la DGSCGC doit coordonner une réflexion nationale pour améliorer les moyens de lutte contre les incendies de véhicules innovants.

L’un des points saillants du rapport est la nécessité d’élargir le règlement européen eCall à toutes les catégories de véhicules motorisés. Ce dispositif, qui informe les secours du type de propulsion en cas d’accident, est jugé essentiel pour une intervention rapide et adaptée.

Alors que les transports en commun se tournent massivement vers des technologies électriques pour réduire leur empreinte carbone, ces incidents soulignent l’importance de ne pas négliger la sécurité. En intégrant ces recommandations, Bluebus et les autorités auront l’opportunité de renforcer la confiance du public dans les nouvelles mobilités.

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