Il n’aura fonctionné que quelques mois. Installé en Chine, le prototype d’éolienne offshore le plus puissant au monde vient de voir deux de ses pales se briser à cause de conditions climatiques jugées anormales par son fabricant, MingYang. Malgré cette déconvenue, l’entreprise semble déterminée à continuer sa course à la puissance, en matière d’éolien offshore. 

C’était, en quelque sorte, l’éolienne de tous les records. Grâce à sa turbine de 20 MW, et son rotor de plus de 280 mètres de diamètre, elle était censée pouvoir produire près de 80 GWh par an. Mais tout ne s’est pas passé comme prévu. Pourtant, dès le mois de septembre, l’éolienne MySE18.X-20 MW avait montré ses capacités en résistant au passage du super typhon Yagi. Celui-ci, d’une puissance hors du commun, avait ravagé le parc éolien voisin de Wenchang.

Finalement, ce sont des « conditions extrêmes et anormales » qui auront eu raison du prototype, en brisant deux de ses trois pales. Les photos et les vidéos de l’incident se sont vite retrouvées sur le réseau social chinois Wechat, même si la plupart du contenu a été supprimé dans les jours qui ont suivi. Selon MingYang Smart Energy, l’incident n’a causé ni victime, ni blessé. L’entreprise a indiqué que cet incident avait fourni de précieuses informations pour affiner le prochain modèle.

Un incident qui ne devrait pas ralentir le géant chinois de l’éolien

Il y a peu de chances pour que cet événement ne vienne porter atteinte à la dynamique actuelle du fabricant chinois. MingYang multiplie les projets d’envergure, en témoigne la turbine récemment dévoilée de 26 MW, qui devrait être associée à un rotor de 310 mètres de long. Pour permettre la fabrication de modèles toujours plus puissants, MingYang étudie également d’autres géométries d’éoliennes comme le prototype à double rotor appelé OceanX.

Si MingYang rappelle que «  dans le processus de recherche et de développement innovants, il est nécessaire de mener ce type de tests et d’expérimentation extrêmes sur des prototypes », espérons que l’entreprise fasse toute la lumière sur les circonstances qui ont conduit à un tel évènement pour que cela ne se reproduise pas. Malgré un déploiement prévu sur des parcs offshore, ce type d’incident pourrait avoir des conséquences graves. Rappelons que ces pales pèsent plus de 60 tonnes, et que leur extrémité peut atteindre des vitesses supérieures à 600 km/h.

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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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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 raffinerie de Donges vient de subir son troisième incident notable en moins de deux ans, avec la fuite de 15 m³ de pétrole qui se sont déversés dans la Loire. Cette situation, commune à de nombreuses raffineries françaises, pose question sur l’avenir de ces installations et leur rôle dans la transition énergétique. 

C’est aux alentours de 23 heures, que des techniciens de la raffinerie de Donges ont constaté, le 23 novembre dernier, une importante fuite de pétrole brut au niveau de l’appontement n° 6. Au total, près de 15 000 litres se sont déversés dans la Loire, irisant 500 m² de surface.

Selon les autorités, qui sont parvenues à contenir partiellement le pétrole grâce à un système de double confinement, les eaux irisées « devraient en partie se disperser naturellement et se reporter, par l’action du vent, sur les berges ». Néanmoins, cette situation interroge. En l’espace de deux ans, c’est la troisième fois qu’un incident majeur touche la troisième raffinerie française, qui traite chaque année 11 millions de tonnes de pétrole. En février dernier, l’ensemble de la raffinerie avait été mise à l’arrêt pour réaliser des réparations consécutives à des problèmes de corrosion. Surtout, en décembre 2022, une fuite avait provoqué l’écoulement de presque 800 000 litres de naphta. Cet accident aura causé une pollution au benzène sur le sud de la ville de Donges pendant 4 jours. Il aura également fallu excaver pas moins de 11 000 tonnes de terre au niveau de la fuite pour dépolluer le site.

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Des dégâts environnementaux réguliers

La raffinerie de Donges n’est pas le seul théâtre d’accidents dans l’industrie pétrolière française. Sur les dix dernières années, on peut citer de nombreux incidents relatifs à des sites similaires. À Feyzin, par exemple, une fuite d’hydrocarbures a entraîné un incendie en 2021. L’année suivante, un court-circuit a même provoqué un départ d’incendie, et entraîné l’arrêt du site.

Dans le Nord, la raffinerie de Port-Jérôme-sur-Seine a connu une fuite de propane en novembre 2023, puis un incendie en mars 2024. De manière générale, les fuites de pétrole issues de problèmes techniques sur les sites industriels pétroliers sont régulières, en témoigne la libération de 2 millions de litres de pétrole brut dans la réserve naturelle du Crau près de Fos-sur-Mer, suite à une négligence de l’entretien du pipeline SPSE. Ce type d’évènement inquiète tant du point de vue de la sécurité que du point de vue environnemental.

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Pour expliquer ces évènements, d’éventuels problèmes de maintenance ou d’entorses à la sécurité sont souvent écartés par les principaux intéressés. Néanmoins, les professionnels du secteur, et en particulier les représentants du personnel, dénoncent un vaste processus désinvestissement industriel.

De fait, les raffineries font face à un contexte beaucoup moins favorable que par le passé. La demande de produits pétroliers est en recul avec la perte de vitesse du chauffage au fioul et l’électrification progressive des moyens de transports. En parallèle, le coût de l’énergie nécessaire au fonctionnement des raffineries ne fait, lui, que d’augmenter.

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Investir dans la modernisation des installations, ou accélérer la transition ?

Dans ce contexte, difficile, pour les industriels, de trouver des financements nécessaires à la modernisation des installations. Seule une conversion, à terme, de ces raffineries en bioraffineries permettrait de maintenir ces équipements en place. C’est, par exemple, ce qui a été décidé pour la raffinerie de La Mède, située dans les Bouches-du-Rhône. Mise en service en 1935, celle-ci a été convertie pour permettre la production de biogazole et de biojet.

D’un point de vue plus global, il apparaît aujourd’hui de plus en plus cohérent d’encourager le déploiement massif de nouvelles capacités de production d’énergie renouvelable et de nouvelles centrales nucléaires, pour permettre la fermeture de ces équipements vieillissants, et en finir avec les risques associés. Reste cependant la question de notre souveraineté concernant la production de produits pétroliers non énergétiques, comme les molécules utilisées pour l’élaboration de médicaments, les matériaux plastiques, polymères, etc.

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La course aux systèmes de stockage par batterie serait-elle enfin lancée en France ? Quelques semaines après l’annonce de la construction de la plus grande batterie de stockage stationnaire (BESS) de l’hexagone, on apprend que celle-ci devrait être dépassée dans quelques mois seulement.

La méga batterie nantaise d’Harmony Energy n’a qu’à bien se tenir : promise au titre de plus grande batterie de France avec une puissance de 100 MW et une capacité de 200 MWh, elle ne devrait pas le rester très longtemps. Du côté de Reims, la société TagEnergy vient d’annoncer la construction imminente d’une batterie de 240 MW et 480 MWh. Si tout va bien, celle-ci devrait être mise en service d’ici la fin de l’année 2025, seulement quelques mois après l’installation du pont de Cheviré.

Pour réaliser cette installation, TagEnergy pourra compter sur un partenaire de poids : Tesla, qui devrait livrer un total de 140 Mégapacks sur le site de Cernay-lès-Reims. Avec cette BESS (Battery Energy Storage System), l’entreprise fournira à RTE une capacité critique pendant les périodes de forte demande. Celle-ci devrait participer à l’optimisation de la production d’énergie renouvelable, et la stabilisation du réseau. L’installation, dont le coût devrait dépasser les 100 millions d’euros, est financée par Tagenergy ainsi qu’un consortium de banques européennes.

Les batteries choisies pour la plateforme seront de type LFP (Lithium-fer-phosphate), une technologie réputée pour sa durée de vie, et son niveau de sécurité plus élevé que d’autres types de batteries lithium-ion. Les batteries LFP présentent également moins de risques de dégradation thermiques.

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À quoi sert le marché de la « réserve secondaire » ?

Pour l’heure, le déploiement massif de systèmes de stockage d’énergie en France est compromis par l’absence de stratégie claire à l’échelle nationale. Néanmoins, pour rendre son installation viable d’un point de vue économique, TagEnergy a pu compter sur le lancement, ou plutôt le relancement, d’un dispositif de RTE destiné à stabiliser le réseau : la réserve secondaire.

RTE a pour mission d’assurer, en permanence, l’équilibre entre la production et la consommation électrique à l’échelle nationale. Pour mener cette mission à bien, le gestionnaire de réseau français constitue et active des réserves d’équilibrage classées en trois catégories : réserves primaire, secondaire et tertiaire.

La réserve primaire a pour rôle d’agir en quelques secondes aux déséquilibres de fréquence du réseau. Elle est directement pilotée par les grands producteurs et consommateurs d’énergie. La réserve secondaire, mise en place en 2019, est automatiquement pilotée par RTE, et intervient en second rideau pour corriger des déséquilibres plus importants. Cette réserve est gérée par un marché d’ajustement de la fréquence. Néanmoins, en 2021, ce dispositif a été suspendu pendant près de trois ans à cause de problèmes de compétitivité et de difficultés techniques.

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Grâce à des ajustements menés par RTE, la réserve secondaire a finalement été relancée en juin 2024. Ce marché, qui représente une centaine de millions d’euros par an, prend désormais la forme d’appels d’offres journaliers pour la mise à dispositions de capacité d’ajustement sous forme de production ou de consommation d’électricité. C’est ce marché qui est à la base du modèle économique développé par TagEnergy, pour son système de stockage par batterie.

Avec le développement des énergies renouvelables non pilotables, qui nécessitent un degré d’ajustement plus important, la réserve secondaire est promise à un rôle de plus en plus important dans la stabilisation du mix électrique français.

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C’est bien connu, les français ne font rien comme les autres, en particulier en matière d’énergie. Fort d’un mix électrique unique au monde, la France continue de cultiver sa différence en faisant fi des objectifs de stockage d’électricité pour les 10 prochaines années, contrairement au reste du monde. 

En cette fin d’année 2024, le gouvernement vient de soumettre à consultation publique les troisièmes versions de deux documents faisant figure de feuille de route vers la neutralité carbone :

• La stratégie nationale bas-carbone (SNBC),
• La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE).

Cette consultation publique, lancée le 4 novembre pour une durée de 6 semaines, devrait aboutir sur un simple décret. Celui-ci devrait être publié d’ici la fin du premier trimestre 2025, avec plus d’un an de retard par rapport à l’objectif initial. Contrairement à ce qu’avait promis Emmanuel Macron en 2019, ces documents ne passeront donc pas par l’Assemblée Nationale.

Le stockage d’électricité aux abonnés absents

Pourtant, il y a matière à débat, en particulier en matière de programmation pluriannuelle de l’énergie. Ce document est destiné à écrire dans le marbre les objectifs de la France en matière de production d’énergie à l’horizon 2035. On retrouve de nombreux thèmes concernant la production et la gestion de l’énergie. Le nucléaire fait office de tête de proue de la stratégie française, suivi, pêle-mêle, du photovoltaïque, des biocarburants, de l’hydroélectricité ainsi que de l’éolien. Pour chaque sujet, des objectifs de production ou de déploiement ont été fixés pour 2030 puis 2035.

Voici les principaux objectifs fixés dans le document soumis à consultation :

	2022	2030	2035
	60 % d’énergie finale fossile consommée	42 % d’énergie finale fossile consommée	29 % d’énergie finale fossile consommée
Production électricité décarbonée	390 TWh	560 TWh	640 TWh
Relance du nucléaire	56 réacteurs 279 TWh	57 réacteurs 360 TWh
Photovoltaïque	16 GW 19 TWh	54-60 GW 65 TWh	75-100 GW 93 TWh
Éolien terrestre	21 GW 38 TWh	33-35 GW 64 TWh	40-45 GW 80 TWh
Éolien en mer	0,6 GW 1 TWh	4 GW 14 TWh	18 GW 70 TWh
Hydroélectricité	26 GW (avec STEP) 43 TWh (Hors STEP)	26 GW 54 TWh	29 GW 54 TWh
Chaleur et froid renouvelable et de récupération	172 TWh chaleur 1 TWh froid	276-326 TWh chaleur 1 TWh froid	330-419 TWh chaleur 2,5-3 TWh froid
Biogaz	17,7 TWh dont 7 TWh injecté dans les réseaux	50 TWH dont 44 TWh injecté dans le réseau	50-85 TWh
Biocarburants	38,5 TWh	50-55 TWh	70-90 TWh
Hydrogène	0 GW	6,5 GW	10 GW
Consommation d’énergie finale	1556 TWh	1243 TWh	1100 TWh

Si ce tableau est plein de promesses, il présente un absent majeur : le stockage de l’électricité. Dans ce document de travail soumis à la consultation publique, la notion de stockage est, en effet, très peu présente. Cette position a de quoi surprendre, tant le stockage de l’électricité accélère dans le reste du monde, et se positionne comme allié indispensable des énergies renouvelables.

Miser sur la flexibilité plutôt que le stockage

Pour sécuriser l’approvisionnement en électricité malgré la hausse des énergies non pilotables dans le mix électrique français, le gouvernement préfère parler de la mise en place d’un « bouquet de flexibilités ». Il est ainsi question d’augmenter la flexibilité de la demande. Cela consiste à réduire ou augmenter la consommation d’électricité d’un site pour répondre aux besoins du système. Cette solution est vue comme « un axe prioritaire qui permet de réduire les risques de déséquilibre de courte durée à moindre coût ». Le document fait également mention de baisses de consommations plus structurelles grâce à des offres de fourniture horo-saisonnalisées, des offres à points mobiles ou la modification des heures pleines/heures creuses.

Pour aller plus loin que ces solutions de flexibilités, quelques objectifs ont tout de même été fixés concernant le stockage par batterie et par STEP. Ils se résument ainsi : « Aux horizons 2030 et 2035, les batteries et les STEP combinées aux flexibilités de la demande pourront assurer les trois quarts des besoins de modulation intra-journalière ». Concrètement, cela se traduit par les deux objectifs suivants :

• Adapter le cadré réglementaire et économique pour atteindre 1,7 GW de STEP supplémentaire d’ici 2035,
• Consolider la filière industrielle de production de cellules de batteries avec l’objectif de 100 GWh/an.

Alors que, sur les 10 ans de la programmation, les capacités de production d’énergies renouvelables non pilotables devraient augmenter d’au moins 95 GW, le seul objectif de flexibilité chiffré se résume à augmenter les capacités des STEP de 1,7 GW. Dans ces conditions, difficile de savoir comment EDF va réussir à maintenir l’équilibre du réseau sans un recours massif à des systèmes pilotables comme des centrales thermiques.

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Effet de mode, ou véritable moyen de production d’énergie ? Alors que les kits solaires attirent de plus en plus de monde, nous sommes allés poser quelques questions à un particulier qui a sauté le pas l’année dernière pour avoir son avis sur la question. 

Depuis quelques années, les kits solaires plug-and-play fleurissent tant en ligne que dans les grandes surfaces de bricolage. Entre prix abordables et installation facilitée, ces solutions tout-en-un font de l’œil à un grand nombre d’entre nous. Mais une fois passées les premières semaines d’utilisation, que peut-on retirer de ce type d’installation ? Le plaisir de produire sa propre électricité est-il toujours intact ? Qu’en est-il de la rentabilité ?

Pour creuser le sujet, nous sommes allés poser quelques questions à Pascal, qui a fait l’acquisition d’un kit Sunology Play en mai 2023. Presque un an et demi après l’installation, quel constat fait-il sur ses panneaux et son achat ?

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Qu’est-ce qui vous a fait sauter le pas du photovoltaïque ?

« En fait, l’envie de découvrir avant tout, une curiosité. Il se trouve qu’un de mes collègues y pensait aussi en même temps que moi, l’occasion était trop belle d’y réfléchir ensemble, choisir le matériel au mieux, et de franchir le cap ! Le prix de l’énergie sera toujours croissant, c’est aussi une motivation supplémentaire, surtout que nous avons fait installer une PAC [pompe à chaleur, NDLR] en septembre 2023 ».

Pourquoi avoir choisi ce kit en particulier ?

« J’ai choisi un kit de chez Sunology composé de deux panneaux recto/verso de 405W chacun. Le kit a été acheté en mai 2023. Habitant en Vendée, le fait que Sunology soit une start-up Nantaise a aussi compté dans le choix. À l’époque, le prix était plutôt dans la moyenne, et il y avait des options intéressantes comme les rallonges, etc. Au total, j’ai payé environ 1400 €. »

Comment avez-vous installé les panneaux ?

« Je me suis fabriqué un support en bois pour installer mes deux panneaux, leur donner l’angle souhaité pour être au mieux vis-à-vis de l’exposition. (10° Sud-Est, et 10° Sud-Ouest). J’ai commandé une grande rallonge pour être à l’aise sur mon terrain, et pouvoir brancher l’installation dans mon garage, sur une prise dédiée, avec le compteur intelligent. Si on souhaite les installer au sol, des bacs de lestage sont fournis. On peut aussi prendre une option pour les installer sur le toit, mais au-delà de 1,80 m, il faut une autorisation de la mairie. Au sol, une déclaration à Enedis suffit. »

Quelle production électrique au quotidien ?

« Au quotidien, le fonctionnement est parfait ! Dès que le soleil donne, la production couvre largement mes besoins, je pense au talon de consommation de la maison, à savoir la VMC, les téléviseurs, la box internet, le réfrigérateur, les ordinateurs, etc. Ça couvre même le fonctionnement de la machine à laver ou du lave-vaisselle (hors cycle de chauffe de l’eau). Il suffit juste de s’adapter un peu, lancer les appareils au plus beau de la journée plutôt que le soir ou la nuit ».

Qu’est-ce qui vous plait le plus sur votre installation ?

« Je pense le plaisir d’aller dans le bon sens, vers une électricité plus vertueuse, et être autosuffisant par moments. Voir « 0 VA » affichés sur le compteur Enedis, alors que de nombreux appareils fonctionnent, est aussi une satisfaction. J’apprécie aussi la simplicité d’utilisation : on installe les panneaux, on branche, et c’est parti. Tout le suivi se fait via une application dédiée sur smartphone, simple et complète ».

Quelle amélioration auriez-vous souhaitée ?

« Peut-être les tiges réglables, pour l’inclinaison des panneaux en fonction de la saison. Leur construction et surtout leur résistance semble un peu légère. Il faut donc les manipuler avec précaution. J’ai eu besoin d’en remplacer un déjà, pris en garantie, donc pas de souci. Sinon, dans l’ensemble, c’est bien ».

La suite, c’est quoi ?

« Pour l’instant rien. Le kit est suffisant pour ma consommation, ensuite le surplus produit est donné de façon gratuite à Enedis, donc je n’ai pas besoin de rajouter d’autres panneaux tant que l’énergie produite n’est pas stockée. L’idéal serait d’installer des batteries, mais le coût important me dissuade, ça me paraît difficilement rentable. »

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Après une année 2024 marqué par les doutes et les difficultés, les trois projets pilotes flottants de Méditerranée profitent d’une belle éclaircie, augurant une potentielle mise en service définitive des 3 sites avant la fin de l’année 2025.

Quelques jours après qu’une des 3 éoliennes du projet Provence Grand Large a injecté ses premiers électrons sur le réseau électrique national, il est temps de faire le point sur la situation des trois projets pilotes flottants de Méditerranée. Issus d’un appel à projet lancé en 2015 par l’ADEME, ils avaient pour objectif de démontrer la viabilité technique et économique de l’éolien flottant, avant un déploiement commercial à plus grande échelle.

Mais souvenez-vous, il y a quelques mois, les trois projets affichaient de grandes difficultés financières. Cause principale de cette situation : un monde économique qui a été grandement bouleversé depuis le lancement des projets en 2016, entraînant notamment une très forte inflation.

Pourtant, alors que la fin de l’année approche, le développement des trois parcs se poursuit à bon rythme. Comme évoqué plus haut, au large de Fos-sur-Mer, l’heure est aux derniers préparatifs pour espérer une inauguration du parc d’ici la fin de l’année. Les trois éoliennes, désormais raccordées, doivent subir d’importantes phases de tests avant leur mise en service définitive.

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Après PGL, au tour d’EOLMED et d’EFGL de prendre le large

Plus à l’ouest, les voyants sont aux verts pour une potentielle mise en service des parcs Eolmed et EFGL en 2025. Ces deux parcs flottants sont, comme le PGL, composés de 3 éoliennes chacun. Ces dernières seront néanmoins plus grandes et plus puissantes. À la place des Siemens Gamesa SG 8.0-167 DD de Provence Grand Large, on retrouvera des Vestas V164-10.0MW, dont la puissance unitaire s’élève à 10 MW contre seulement 8,4 MW pour le modèle Siemens Gamesa.

Concernant le parc EFGL, les différents éléments de l’éolienne attendent sagement leurs flotteurs depuis le quai lourd de Port-La-Nouvelle, y compris les monumentales pales de 84 mètres de long et 34 tonnes chacune. C’est presque 10 mètres de plus que celles du parc de Saint-Nazaire, qui affichent une puissance de 6 MW ! Les flotteurs, qui sont actuellement fabriqués sur le site Eiffage Métal de Fos-sur-Mer, devraient arriver à Port-La-Nouvelle par la mer au mois d’avril, après deux jours de remorquage. Ensuite, il faudra compter environ 2 semaines d’assemblage par éolienne.

Du côté du parc Eolmed, le timing est similaire. Les composants des éoliennes Vestas ont été acheminés jusqu’à Port-La-Nouvelle durant le mois de septembre. La construction des flotteurs a, cette fois, lieu à Port-La-Nouvelle. Débutés en avril 2023, ils devraient être terminés durant le premier semestre 2025 pour ensuite être mis à l’eau.

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Ce nouveau record tiendra-t-il jusqu’en 2025 ? La traversée mouvementée de Bert à travers la France a permis aux éoliennes de tout le pays de battre un nouveau record de production instantanée, bien aidé par les nouveaux parcs offshore.

Presque un an. C’est le temps qu’aura tenu le précédent record de production instantanée de l’éolien français. Le passage de la tempête Bert à travers la France, ce dimanche 24 novembre, vient d’affoler les turbines des éoliennes, jusqu’à atteindre une production instantanée maximale de 19,3 GW vers 17 heures.

Une telle production, encore jamais vue dans l’hexagone, a été rendue possible par des conditions météorologiques favorables, mais surtout par les nombreuses mises en services de parcs éoliens durant l’année. Le record est donc battu à plat de couture puisque la précédente valeur était de 17,2 GW. Comme l’année dernière, les quelque 2 450 parcs éoliens terrestres ont été les principaux artisans de cette production, avec un total de 17,96 GW.

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Le sérieux coup de pouce de l’éolien offshore

Mais ce n’est pas tout, puisque les parcs offshore ont contribué à cette production de manière nettement plus importante que l’année dernière, en atteignant une puissance maximale de 1,35 GW.

En décembre 2023, seul le parc de Saint-Brieuc avait produit de l’électricité à hauteur de 261 MW, grâce aux premières turbines installées. Le parc de Saint-Nazaire, lui, était à l’arrêt pour cause d’anomalies techniques. Cette année, c’est bien différent puisque les deux parcs sont entièrement en service, et ont été rejoints par celui de Fécamp, d’une puissance de 500 MW. On compte donc, officiellement, une puissance installée de 1 476 MW.

Côté facteur de charge, malgré une puissance totale plus importante, la performance de ce dimanche est tout de même moins impressionnante que celle de l’année dernière. Celui-ci s’est élevé à 71,1 %, contre plus de 74 % l’année dernière. Pour rappel, le facteur de charge désigne la différence entre l’énergie produite et celle que l’installation aurait produit si elle fonctionnait en permanence à 100 % de sa capacité.

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Luc Rémont, PDG d’EDF, était en visite en Corse cette semaine pour inaugurer le début des travaux de la nouvelle centrale électrique de l’île. Attendue depuis près de 20 ans, la centrale qui fonctionnera à partir de biomasse liquide, devrait coûter la bagatelle de 800 millions d’euros.

Les habitants d’Ajaccio ne regretteront pas les deux cheminées rouges et blanches de la centrale thermique du Viazzo. Mise en service en 1981, cette centrale de l’île est également la dernière centrale de France à utiliser du fioul lourd pour alimenter ses 7 moteurs.

Si tout va bien, à partir de 2027, elle devrait laisser sa place à la centrale du Ricanto, dont la construction vient de commencer à une centaine de mètres de là. D’une puissance équivalente de 130 MW, cette dernière sera équipée de 8 moteurs à haut rendement alimentés, cette fois, par de la biomasse liquide, comme la centrale Port-Est de la Réunion. C’est d’ailleurs ce qui en fait sa particularité, permettant ainsi de se targuer du titre d’énergie 100 % renouvelable.

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Une centrale qui carburera au colza

Selon EDF, la centrale devrait être équipée des toutes dernières technologies pour contenir à un seuil particulièrement bas les émissions de particules. En comparaison avec la centrale du Viazzo, les émissions de CO2 devraient chuter de 65 %, et les émissions de particules et de NOx de 75 %. Le système de refroidissement, en circuit fermé, devrait permettre de réduire de 90 % la consommation en eau, par rapport aux 350 000 mètres cubes annuels utilisés dans la centrale du Viazzo.

Pour alimenter en biomasse liquide cette centrale flambant neuve, et ainsi produire l’équivalent de 20 % de la consommation électrique de la Corse, il faudra tout de même cultiver près de 200 000 tonnes de colza par an, soit l’équivalent de 60 000 hectares.

Le montant de l’investissement est étonnamment élevé : 800 millions d’euros, soit un prix de 6,15 euros par watt, ramené aux 130 MW installés sur la future centrale du Ricanto. C’est autant que le projet de gigantesque parc solaire de 1 000 MW prévu en Gironde, bien plus puissant, mais dont la production électrique ne peut pas être pilotée. 800 millions d’euros, c’est aussi le prix que pourrait coûter une giga-batterie de 1 400 MW de puissance, en se basant sur le montant de l’investissement prévu pour la future batterie de Saint-Avold. Enfin, cela équivaut au coût de 20 éoliennes en mer posées de 8 MW pièce, soit 160 MW, en se calquant sur le prix du parc éolien de Saint-Brieuc.

La difficile décarbonation de l’île de Beauté

Le remplacement de la centrale du Viazzo est attendu depuis longtemps, mais a connu de nombreuses difficultés. Et pour cause, les responsabilités de la nouvelle centrale sont grandes : celle-ci devra assurer un approvisionnement suffisant en électricité ainsi qu’un bon équilibrage du réseau tout en réduisant les émissions de CO2.

Attendue depuis longtemps, cette nouvelle centrale thermique alimentée à 100 % par des énergies renouvelables devrait jouer un rôle majeur dans les objectifs de décarbonation et d’indépendance énergétique de l’île, à l’horizon 2050. Encore aujourd’hui, la Corse est, avec les DOM-TOM, parmi les régions les plus émettrices de CO2 du pays pour la production électrique, avec presque 437 gCO2eq/kWh. C’est quasiment 10 fois plus que la France hexagonale.

Cette intensité carbone particulièrement élevée s’explique justement par la dépendance de l’île au diesel, ainsi que ses interconnexions avec l’Italie continentale et la Sardaigne voisines, donc le mix électrique est dominé par les énergies fossiles, en particulier le gaz.

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3 milliards d’euros de projets en cours

Depuis 2015 et la publication de la première programmation pluriannuelle de l’énergie régionale, l’île de Beauté investit massivement pour inverser cette tendance. Au total, c’est l’équivalent de 3 milliards d’euros de projets qui ont été lancés sur la période 2016-2023, dont 500 millions de projets d’énergies renouvelables. Les investissements se poursuivent encore aujourd’hui, à l’image de la centrale du Ricanto, dont le coût avoisine les 800 millions d’euros. À l’occasion de la pose de la première pierre de la centrale, Luc Rémont a, par ailleurs, annoncé que près de 200 millions d’euros supplémentaires allaient également être investis en Corse durant les 5 prochaines années.

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Tout juste élu, le fantasque président américain Donald Trump ne cesse de polariser les opinions, en particulier en matière d’énergie et de climat. Son scepticisme sur la question du changement climatique et sa volonté de protéger coûte que coûte les intérêts économiques américains engendrent de nombreuses inquiétudes à l’échelle internationale. Pour autant, l’élection de Trump sonne-t-elle le glas des énergies renouvelables aux États-Unis ?

« Drill baby, drill » (Fore chéri, fore). En reprenant les mots de la campagne de 2008 du Parti républicain, le 19 juillet dernier à Milwaukee, Donald Trump lançait un message clair : les énergies fossiles feront partie intégrante de la politique énergétique des États-Unis durant son mandat.

Largement soutenu par l’industrie pétrolière américaine, Donald Trump a, de nombreuses fois, envoyé des signaux à l’encontre de la course actuelle à la décarbonation. Durant sa campagne, il s’est notamment montré hostile à l’Inflation Reduction Act (IRA), une loi majeure adoptée en 2022, et destinée à stimuler l’économie américaine en subventionnant massivement les énergies propres. Il a également souligné sa volonté de quitter les Accords de Paris pour protéger les intérêts économiques des États-Unis, au détriment de la course mondiale à la décarbonation.

Dominer par l’énergie, le nouvel objectif de Trump

À quelques semaines de rejoindre la Maison Blanche, le président élu continue de faire parler de lui, en particulier concernant l’énergie. Le président élu souhaite, en effet, conférer aux États-Unis une domination énergétique mondiale pour trois raisons principales :

• Réduire l’inflation grâce à une baisse des coûts de l’énergie,
• Gagner la course à l’intelligence artificielle grâce à une hausse de la production énergétique,
• Renforcer le pouvoir diplomatique américain dans le monde par le biais de l’énergie.

Pour y parvenir, Donald Trump a désigné Chris Wright au poste de secrétaire à l’Énergie. Cette nomination a été beaucoup critiquée : Chris Wright est à la tête de Liberty Energy, une entreprise spécialisée dans les services pétroliers et gaziers. Elle a notamment été pionnière dans la fracturation hydraulique, une technique controversée destinée à extraire le pétrole et le gaz de schiste. À l’occasion de sa nomination, Chris Wright a déclaré « Nous voulons une énergie abondante et bon marché. Si vous vous inquiétez sur la question des subventions pour les énergies propres, vous avez peut-être raison de vous inquiéter ».

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Dans le même temps, Donald Trump vient de créer le Conseil national de l’énergie. Ce conseil aura pour mission de « superviser le chemin vers la domination énergétique des États-Unis », en impliquant notamment tous les départements et agences concernés dans l’autorisation, la production, la distribution, la réglementation et le transport de toutes les formes d’énergie. À la tête de ce conseil, on retrouve un autre proche de l’industrie pétrolière : Doug Burgum, le gouverneur du Dakota du Nord. Cette nomination a également suscité des inquiétudes, car Doug Burgum sera également ministre de l’Intérieur, chargé des terres fédérales. Ainsi, certains défenseurs du climat voient un risque direct pour la protection environnementale de ces terres fédérales.

Durant sa campagne, Donald Trump a également régulièrement annoncé sa volonté de sortir des accords de Paris. Cette décision rappelle d’ailleurs la décision de l’administration Bush, en 2001, de ne pas ratifier le Protocole de Kyoto en soutien aux industries américaines portant sur l’extraction du charbon, du pétrole et du gaz.

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La transition énergétique se poursuivra, avec ou sans les États-Unis

Néanmoins, de nombreux motifs d’espoir subsistent. Comme l’indique Forbes dans un récent article, l’élection de Trump ne signifie pas nécessairement la fin de la révolution énergétique de la première puissance mondiale.

Si Donald Trump veut stopper les subventions jugées abusives de l’Inflation Reduction Act, ce programme incitant aux investissements verts, le développement des énergies renouvelables n’est pas entièrement dépendant de ces subventions. Aux États-Unis, les énergies renouvelables sont déjà bon marché. D’ailleurs, l’éolien et le photovoltaïque fournissent l’électricité la moins chère du pays. Symbole fort de cette révolution verte déjà largement entamée : le Texas, traditionnellement républicain et associé au pétrole et au gaz, joue un rôle majeur dans la transition énergétique du pays. Premier producteur d’électricité renouvelable devant la Californie, le Lone Star State a produit, en 2023, 31 TWh d’électricité photovoltaïque. C’est 50 % de plus que la France.

De plus, même si le gouvernement américain souhaite limiter les aides au développement des ENR, les États américains ont suffisamment d’indépendance pour poursuivre le développement des énergies vertes dans leur juridiction.

Sur le plan international, un retrait des États-Unis des Accords de Paris pourrait affecter la diplomatie climatique mondiale, et donner des idées à d’autres pays comme l’Argentine. Néanmoins, cette situation pourrait également engendrer une nouvelle dynamique, avec en tête, un rôle encore plus grand de la Chine dans la décarbonation mondiale. D’ailleurs, quelques jours avant la COP 29 qui se déroule en Azerbaïdjan, Pékin a annoncé s’être engagé à maintenir son pic d’émissions de CO2 avant la fin de la décennie et à atteindre le net zéro carbone d’ici 2060.

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Si la quantité de matériaux extraits de la centrale nucléaire accidentée de Fukushima paraît anecdotique, cette nouvelle est très importante pour les équipes de TEPCO, qui vont désormais mieux pouvoir préparer l’extraction des centaines de tonnes restantes au cœur des réacteurs. 

L’opération devait initialement avoir lieu en septembre, mais avait été reportée pour cause de défaillance d’une caméra. Finalement, c’est à la fin octobre que les équipes de TEPCO sont parvenues à guider un drone sous-marin, équipé d’un bras robotisé, jusqu’au cœur du réacteur n° 2 de la centrale de Fukushima pour y récupérer une infime portion de débris radioactifs.

Cet échantillon a ensuite été transporté dans un laboratoire de l’agence japonaise de l’énergie atomique, près de Tokyo. Celle-ci devrait procéder à son analyse afin de déterminer la nature des débris situés au cœur du réacteur, ainsi que leur niveau de radioactivité. Cette phase d’analyse pourrait prendre plusieurs mois.

Extraire 880 tonnes de corium du coeur des réacteurs, un défi immense

Si cette opération était attendue avec impatience, c’est parce que le défi qui attend TEPCO dans la centrale de Fukushima est immense : les 3 réacteurs touchés par la catastrophe renfermeraient 880 tonnes de corium, un élément radioactif constitué d’un mélange de combustible fondu et de débris. C’est trois fois plus que ce qui a été estimé à Tchernobyl. Dans la centrale ukrainienne, le corium a créé des formations solides semblables à des coulées de lave, qui sont à « l’air libre », à l’intérieur du sarcophage. En 2021, des chercheurs ont, d’ailleurs, découvert que les radiations issues de ces formations avaient augmenté entre 2016 et 2021.

Pour revenir à Fukushima, cette opération constitue la première étape d’un (très) long processus d’extraction qui devrait durer plusieurs années. TEPCO s’est fixé comme objectif d’extraire l’ensemble des 880 tonnes de corium d’ici 2031.

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S’ils regardent à l’horizon en plissant les yeux, les Marseillais peuvent enfin voir tourner les pales des éoliennes flottantes du projet Provence Grand Large. EDF Renouvelables vient d’entamer la dernière étape avant la mise en service officielle du parc, en injectant les premiers kilowattheures (kWh) sur le réseau français. 

Voilà déjà un an que les trois éoliennes flottantes du projet Provence Grand Large trônent au large de l’embouchure du Rhône. Pourtant, elles n’avaient, jusqu’à cette semaine, pas pu produire faute de raccordement électrique opérationnel. C’est désormais chose faite, du moins pour l’une d’entre elles. Les équipes d’EDF Renouvelables ont annoncé cette semaine qu’une des trois éoliennes venait d’injecter du courant sur le réseau pour la première fois.

Il faut dire que le défi à relever par les équipes du projet était colossal. Une fois les 3 éoliennes ancrées définitivement, en octobre 2023, il a fallu les raccorder entre elles par le biais de câbles dits « dynamiques ». Puis, un câble d’export, long de 17 km et dimensionné pour une tension de 66 kilovolts (kV), a dû être déployé entre la première éolienne et le poste de transformation RTE situé à Port-Saint-Louis-du-Rhône.

La mise en service, initialement prévue pour début 2024 et qui avait été repoussée à septembre, devrait finalement avoir lieu aux environs de la mi-décembre. Encore quelques semaines à attendre, donc, avant que le parc ne soit officiellement mis en service.

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Les parcs éoliens flottants prêts à conquérir la Méditerranée

Malgré les difficultés, ce projet particulièrement novateur aura servi de véritable fer de lance pour toute l’industrie éolienne sur la côte méditerranéenne. Déjà, on devrait voir en 2025 la mise en service des projets flottants EFGL et Eolmed. Surtout, on devrait découvrir d’ici quelques semaines les lauréats des deux projets flottants nommés Narbonnaise 1 et Golfe de Fos 1. Ces deux projets, d’une puissance de 250 MW chacun, devraient être mis en service à l’horizon 2030. Leur puissance nominale devrait, à terme, être portée à 750 MW chacun grâce à l’appel d’offres AO9.

Pour rendre la construction de ces parcs possible, et grâce à l’expérience acquise avec le projet Provence Grand Large, le port de Fos a, d’ailleurs, récemment présenté un projet de plateforme logistique de 120 hectares dédiés à l’éolien en mer. Si tout va bien, il devrait être mis en service d’ici 2028.

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À l’instar de la consommation électrique, la mesure de la consommation d’eau est une donnée indispensable pour qui veut optimiser ses factures et limiter son impact environnemental. Voici une sélection des meilleurs compteurs d’eau connectés.

Si les compteurs d’énergie connectés se sont répandus à vue d’œil, les compteurs d’eau connectés, eux, sont nettement moins communs. Les fournisseurs d’eau peuvent procéder à une télérelève, mais elle est souvent manuelle (un agent doit circuler à pied ou en voiture à proximité des compteurs pour télécharger les données) et effectuée à un faible intervalle, généralement une fois par an.

Résultat : il est difficile de connaître sa consommation d’eau avec une grande finesse, en dehors du volume indiqué sur votre facture annuelle. De même, les fournisseurs ne proposent aucune solution pour connaître le détail de la consommation de chaque poste (douche, lave-linge, etc.). Pourtant, surveiller son utilisation de l’eau constitue un enjeu important pour réduire sa facture d’eau, ou même protéger sa maison d’éventuelles fuites d’eau.

Utiliser un compteur d’eau connecté permet de mieux cerner ses habitudes, mais également de détecter des consommations d’eau inhabituelles, pouvant être provoquées, par exemple, par des fuites d’eau. Certains systèmes connectés permettent même de fermer l’arrivée d’eau à distance, ce qui ajoute une sécurité pendant les vacances, ou même d’éviter des dégâts considérables en cas de fuite d’eau.

Installer un compteur connecté nécessite tout de même de prendre certaines précautions. D’abord, à l’image du Linky, le compteur d’eau principal ne peut être démonté ou modifié, et l’installation en amont du compteur ne peut être modifiée non plus. Ainsi, si vous souhaitez connaître votre consommation d’eau, vous pouvez opter pour un lecteur optique ou magnétique à placer sur le compteur avec l’accord de votre fournisseur, ou installer un ou plusieurs compteurs divisionnaires, après celui de votre fournisseur.

GROHE Sense Guard : le compteur d’eau connecté ultra-complet

 

Commençons par le plus pratique et le plus intuitif des compteurs connectés pour détecter d’éventuelles fuites, même les plus minimes, tout en suivant avec précision la consommation au quotidien. Sa vanne intégrée du marché. Intitulé Sense Guard, le compteur connecté façon GROHE se branche en série sur le réseau de plomberie. Composé d’un compteur et d’une vanne, il est celui qui permet de fermer automatiquement le réseau d’eau en cas de fuite, ce qui permet de limiter les dégâts.

Son installation est relativement simple, mais requiert tout de même des connaissances de base en plomberie. Il nécessite, en effet, la mise en œuvre d’un by-pass permettant d’isoler le compteur en cas de problème. Au quotidien, l’application dédiée permet d’obtenir des données intéressantes comme sa consommation journalière ou encore de piloter la vanne à distance. Il semblerait néanmoins que certains bugs viennent parfois gâcher l’expérience utilisateur. Mais son plus grand défaut reste son prix. Le kit est, en effet, affiché à plus de 600 €.

Itron Cyble Sensor : pas touche à la plomberie

Passons désormais à la solution idéale, notamment pour ceux qui ne veulent pas toucher à la plomberie : le générateur d’impulsion. Si vous disposez déjà d’un compteur d’eau compatible impulsion (c’est le cas d’une grande partie des compteurs d’eau récents), il vous suffira d’y clipser le générateur d’impulsion approprié et de connecter ses deux fils à un gestionnaire de consommation. Autrement, vous pouvez acheter un compteur neuf compatible et y ajouter un générateur d’impulsion.

Cet émetteur d’impulsion a la charge de produire une impulsion électrique à chaque fois qu’un litre d’eau traverse le compteur, activée par la petite aiguille métallique que l’on peut voir tourner sur ce dernier. L’information est envoyée par fils ou par radio (module supplémentaire nécessaire) à un gestionnaire de consommation générale (eau et électricité), comme le Legrand Ecocompteur ou le Schneider Wiser, qui permettent ensuite de visualiser les statistiques via une application smartphone. La qualité et la précision de ces capteurs sont excellentes, puisqu’ils récupèrent les données du compteur d’eau homologué. Lorsque l’on choisit ce type d’équipement, il est nécessaire de bien s’assurer de la compatibilité des deux produits que l’on souhaite associer.

 

LinkTap G2S : le compteur spécial jardin

Très répandus, les contrôleurs d’eau pour jardin ont l’avantage de faciliter l’arrosage du jardin, en permettant notamment une programmation des horaires d’arrosage, et donc une optimisation des ressources en eau. Si les premiers modèles de contrôleurs ne disposaient que d’un simple système d’horloge, ils ont évolué avec le temps pour être désormais équipés de Wi-Fi, autorisant ainsi le contrôle de l’arrosage à distance.

La société LinkTap a décidé d’aller plus loin en commercialisant un produit permettant non seulement de contrôler et programmer l’arrosage du jardin à distance, mais également de mesurer la quantité d’eau réellement utilisée. Grâce à ce système, il est possible de repérer rapidement une fuite d’eau ou un goutteur arraché. Il est même possible de programmer l’arrosage en fonction des données météo, et ainsi d’éviter automatiquement l’arrosage en cas de pluie. L’application, au look un peu daté, permet de récolter une foule de données qui raviront tous les amoureux de statistiques. Finalement, on a un seul regret : sa portée sans fil qui est un peu limitée, et sensible aux obstacles.

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FAQ : tout savoir sur les compteurs d’eau connectés

Comment fonctionne un compteur d’eau connecté ?

Un compteur d’eau connecté mesure la consommation en temps réel et transmet les données vers un appareil de suivi et/ou une application smartphone. Les capteurs détectent le débit et certaines versions avancées permettent même de fermer l’arrivée d’eau à distance. L’installation et les fonctionnalités varient, mais toutes les données visent à optimiser l’utilisation de l’eau.

Quels sont les avantages d’un compteur d’eau connecté ?

Un compteur d’eau connecté présente de nombreux avantages selon les modèles : suivi précis de la consommation, détection de fuites, optimisation des usages pour économiser l’eau et réduction des factures. Il permet aussi d’analyser les habitudes de consommation par type d’usage, ce qui est utile pour mieux gérer son impact environnemental et ses dépenses.

Peut-on installer un compteur d’eau connecté soi-même ?

Cela dépend du modèle choisi. Certains capteurs se fixent simplement sur un compteur existant, alors que les modèles avec vanne peuvent nécessiter des connaissances en plomberie. Pour une installation complexe, faire appel à un professionnel est recommandé pour assurer la sécurité du montage et l’efficacité du dispositif.

Les compteurs d’eau connectés sont-ils compatibles avec tous les réseaux d’eau ?

Les compteurs connectés peuvent être compatibles avec la majorité des installations domestiques. Toutefois, ils ne remplacent pas les compteurs principaux, qui dépendent des fournisseurs d’eau et qui ne doivent en aucun cas être démontés ou modifiés sans leur autorisation. Certains dispositifs, comme les générateurs d’impulsion, s’adaptent sur les compteurs existants, mais il est important de vérifier la compatibilité.

Les compteurs d’eau connectés aident-ils à réduire la consommation ?

Oui, en offrant un suivi précis de l’utilisation d’eau, ces compteurs sensibilisent les utilisateurs et les aident à ajuster leurs habitudes pour éviter le gaspillage. La détection des fuites, sur certains modèles, et l’identification des consommations anormales contribuent également à limiter les pertes, favorisant ainsi une réduction des factures et un usage plus responsable.

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L’année 2024 sera certainement gravée dans les annales pour EDF. Après le marasme de l’hiver 2022, l’énergéticien français ne cesse de remonter la pente et semble vouloir produire de l’électricité pour l’Europe entière. Ce chiffre des exportations est néanmoins révélateur d’une économie française au ralenti. 

Sauf évènement apocalyptique dans les deux mois à venir, la France s’apprête à battre son précédent record d’exportation d’électricité, qui date de 2002. Cette année-là, Jacques Chirac remportait le second tour de l’élection présidentielle avec 82 % des suffrages, les Français apprenaient à payer en euros et EDF exportait pas moins de 77 TWh d’électricité.

Mais depuis, de l’eau a coulé sous les ponts et les centrales nucléaires du pays ont vieilli. Surtout, en 2022, elle a dû faire face à une situation très compliquée du fait de problèmes de corrosions sur les tuyauteries de plusieurs réacteurs, conduisant à un bilan final de 16,5 TWh d’électricité importés sur l’année. Malgré cette période de crise énergétique, EDF est parvenu à remonter la pente avec une excellente année 2023, permettant l’exportation de 50,3 TWh d’électricité. Sur la même lancée, selon ses dernières prévisions, EDF pense pouvoir atteindre la barre des 90 TWh exportés en cette année 2024.

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Exporter massivement, est-ce vraiment une bonne nouvelle ?

Cette nouvelle, très encourageante, témoigne de la bonne santé actuelle du parc nucléaire français, qui devrait produire entre 340 et 360 TWh sur l’année, contre seulement 279 TWh en 2022. Les excellents chiffres d’exportation montrent également la contribution toujours plus importante des énergies renouvelables dans le mix électrique du pays. Enfin, de telles performances contribuent à rééquilibrer une balance commerciale française largement déficitaire en matière d’énergie, en particulier à cause des importations massives d’hydrocarbures.

Néanmoins, il y a un revers à la médaille : ce résultat est également le fruit d’une consommation électrique du pays en dessous de ses standards. En effet, depuis les efforts concédés à l’hiver 2022-2023, la consommation électrique française n’est pas remontée à son niveau de 2021-2022, et encore moins à ses niveaux pré-Covid.

Si on peut tenter d’expliquer cette baisse de consommation par des efforts de sobriété réalisés dans tout le pays, celle-ci va à contre-courant de la volonté politique actuelle de réindustrialisation et d’électrification des usages, en particulier dans le domaine de la mobilité. On note également qu’entre 2022 et 2023, la consommation d’électricité (-3,2 %) a diminué à peu près autant que la consommation d’hydrocarbures (- 2,9 %). Ces chiffres semblent ainsi s’expliquer par une économie française en difficulté, en particulier dans le secteur industriel.

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Les panneaux solaires sont un excellent moyen de produire une énergie décarbonée et les pompes à chaleur aussi. Alors pourquoi ne pas associer les deux ? C’est, à peu près, le principe des pompes à chaleur solarothermiques, qui utilisent le meilleur de ces deux modes de production d’énergie. Explications.

Le succès de la transition énergétique passera nécessairement par une optimisation de tous les instants. Cette manière de penser s’applique particulièrement aux logements et à leur rénovation énergétique. C’est notamment pour cette raison que l’isolation est si souvent mise en avant. Du côté du chauffage, les solutions se multiplient : pompes à chaleur, panneaux solaires, recours à la biomasse… Mais pour aller plus loin, pourquoi ne pas combiner plusieurs de ces solutions en une seule ? C’est un peu le principe de la pompe à chaleur solarothermique : cette solution de chauffage repose sur le fonctionnement d’une pompe à chaleur, pour laquelle on vient préchauffer l’eau à l’aide de panneaux solaires thermiques.

Des panneaux solaires thermiques associés à une pompe à chaleur

Le principe de la pompe à chaleur solarothermique est particulièrement simple. Il s’agit d’une pompe à chaleur traditionnelle air/eau. Pour en limiter la consommation, on y adjoint des panneaux solaires thermiques à eau. Ces derniers ont vocation à préchauffer l’eau grâce à l’énergie du soleil, ce qui permet de « mâcher le travail » de la pompe à chaleur qui n’aura plus qu’à réaliser le complément de chauffage. Par ce moyen, lorsque les conditions météorologiques sont favorables, la pompe à chaleur ne sert quasiment pas. En cas de mauvais temps ou pendant la nuit, la production de chauffage ou d’eau chaude reste constante, puisque la pompe à chaleur prend le relais.

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Les différents types de panneaux

Il y a principalement deux types de panneaux solaires qui peuvent être associés à une pompe à chaleur. Le plus courant est appelé capteur plan. Il est composé d’un cadre en aluminium, dont l’intérieur est noir, et d’une sous-face isolée. L’ensemble est recouvert par un vitrage. À l’intérieur, on retrouve des serpentins dans lesquels un fluide caloporteur circule. En circulant dans les serpentins, le fluide caloporteur est progressivement réchauffé. Ensuite, ce fluide caloporteur permet de réchauffer l’eau via un échangeur thermique. Ce type de panneau a cependant l’inconvénient de générer pas mal de déperditions.

Les capteurs solaires les plus performants sont les capteurs à tube sous-vide. Derrière ce terme se cachent différents types de capteurs qui ont pour principal intérêt une meilleure isolation thermique vis-à-vis de l’air ambiant grâce à une partie sous vide. Sur certains modèles, les capteurs en verre sont semblables à une ampoule sous vide, à l’intérieur de laquelle on retrouve des tuyaux en cuivre contenant le liquide caloporteur. Dans d’autres modèles, le tube en verre est, en réalité, composé de deux couches de verre entre lesquelles on retrouve du vide.

Pompe à chaleur classique ou géothermique ?

Ces panneaux solaires thermiques sont parfois suffisants pour assurer la production d’eau chaude dans des conditions idéales, souvent en été et en journée. Mais c’est quand les conditions sont moins optimales que réside tout l’intérêt des pompes à chaleur solarothermiques. Dans les conditions les plus courantes, l’eau est préchauffée grâce aux panneaux solaires thermiques. Ensuite, la pompe à chaleur vient assurer le complément de chauffage pour atteindre la température de consigne de l’eau.

Selon l’environnement et les besoins, cette pompe à chaleur peut être un modèle classique air/eau. Les pompes à chaleur air/eau ont cependant un inconvénient : plus la température descend, moins elles sont efficaces. Au-delà de – 7°C, il faudra opter pour un modèle « grand froid ».

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Quand la température a tendance à beaucoup baisser, la pompe à chaleur géothermique peut constituer la solution idéale. Si elle coûte généralement plus cher, la pompe à chaleur géothermique affiche généralement d’excellentes performances, car le sol (ou l’eau d’une nappe phréatique) est peu sensible aux variations climatiques.

En résumé, il est possible d’obtenir une installation presque sur-mesure, en fonction des caractéristiques du bâtiment à chauffer, de son environnement et du climat local.

Un équipement qui multiplie les avantages, mais qui a quelques inconvénients

Si, sur le papier, les pompes à chaleur solarothermiques ont tout pour plaire, elles ont tout de même quelques inconvénients qui freinent leur déploiement. En premier lieu, ce type d’installation prend de la place, puisqu’il faut pouvoir installer les deux modules (intérieur et extérieur) de la pompe à chaleur ainsi que les panneaux solaires. Si ce système s’intègre relativement facilement dans les constructions neuves, la tâche se complique lors d’une rénovation. Il faut pouvoir intégrer la mise en place des différents équipements, ainsi que l’ensemble de la tuyauterie associée.

Le rendement de l’installation peut également être un problème, car il sera nécessairement plus faible dans les régions les moins ensoleillées, ce qui pourrait rallonger le retour sur investissement.

Un tarif élevé, mais des aides disponibles

Pour finir, l’un des principaux défauts de ce type d’équipement concerne son prix. Il est nettement plus élevé que la moyenne, du fait d’un plus grand nombre d’équipements, mais également de travaux d’installation plus complexes, en particulier dans le cadre d’une rénovation. Pour cette raison, il sera privilégié dans les régions ensoleillées, où le retour sur investissement sera plus court.

Heureusement, certaines aides de l’État, parfois cumulables, peuvent aider à franchir le pas. On peut citer le programme FranceRenov’, qui comprend MaPrimeRenov’ et MaPrimeRenov’ Sérénité. On retrouve également les Chèques d’économie d’énergie (CEE), les aides locales ou encore les Prêts à taux zéro (PTZ). Pour bénéficier de ce type de financements, il faut systématiquement passer par un technicien certifié RGE.

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Les fabricants d’éoliennes européens vont-ils finir comme leurs homologues du photovoltaïque, écrasés par la concurrence chinoise ? Malheureusement, le risque est bien présent, mais l’Allemagne a décidé de contre-attaquer. 

L’Allemagne vient d’annoncer, par le biais du BMWK (ministère fédéral de l’Économie et de la Protection du Climat), un plan d’action en 5 points destiné à rendre l’Europe plus compétitive dans le domaine de l’éolien, en particulier face à une concurrence chinoise de plus en plus menaçante. Parmi ces points, l’un des plus importants concerne la concurrence déloyale que subissent les fournisseurs européens d’éolienne par rapport aux fabricants chinois. Une enquête, actuellement en cours, vise à s’assurer que des subventions étrangères ne viennent pas interférer avec la concurrence des entreprises chinoises sur le marché européen. Dans le même temps, l’Allemagne demande à l’Union européenne de prendre les mesures antidumping pour éviter que les fabricants d’éoliennes chinois ne puissent miner le marché européen par des prix trop bas.

Une dépendance majeure à la Chine

Ce n’est pas tout. À travers ce plan d’action, le BMWK a également mis en évidence la problématique des aimants permanents. Alors que ceux-ci sont indispensables pour la fabrication de toute éolienne, il a été constaté que 90 % de ces aimants permanents proviennent actuellement de Chine. Le BMWK a donc décidé d’établir une feuille de route industrielle pour mettre en place une filière allemande et/ou européenne des aimants permanents, et ainsi réduire la dépendance du Vieux Continent envers la Chine.

Enfin, l’Allemagne souhaite que des efforts financiers soient faits afin de soutenir l’augmentation des capacités de fabrication d’éoliennes en Europe. Un nouveau programme de soutien devrait ainsi voir le jour, avec des garanties financières fournies par la banque d’investissement d’État KfW. Dans le même temps, la BMWK appelle l’Europe à examiner de manière plus approfondie les projets éoliens pour limiter la concurrence déloyale, et éviter de saper les intérêts nationaux et européens.

Contenir le raz de marée chinois

Avec ce plan d’action, l’objectif est simple : éviter que le scénario du marché du photovoltaïque ne se reproduise avec l’éolien. En effet, le raz de marée chinois sur les panneaux solaires a entraîné une importante concurrence déloyale, ce qui a conduit à une baisse massive des prix des panneaux, mais également à la fermeture de nombreuses usines de production européennes. Dans le même temps, le secteur automobile européen subit également de plein fouet les assauts des fabricants chinois. Heureusement, dans ce secteur, des mesures ont été prises pour tenter d’équilibrer cette concurrence.

Alors que des entreprises chinoises font leurs premiers pas sur le marché européen de l’éolien offshore, il est plus que jamais temps de fixer des règles équitables pour éviter que les potentiels 1300 GW d’éoliennes espérés pour 2050 en Europe ne battent massivement pavillon chinois.

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Quand on pense accident nucléaire, on a souvent le réflexe d’évoquer les pastilles d’iode, ces comprimés que l’État distribue autour des centrales nucléaires françaises. Si elles ne protègent pas directement contre la radioactivité, elles permettent tout de même d’en limiter l’impact dans le corps. Voici comment. 

Depuis 1997, en France, des pastilles d’iode sont régulièrement distribuées dans les communes à proximité directe des centrales et grands sites nucléaires. Ils constituent l’une des premières mesures de protection de la population en cas d’accident nucléaire majeur, lorsqu’il y a un rejet d’éléments radioactifs dans l’environnement. Ces campagnes de distribution préfectorales, financées par EDF, n’ont d’abord concerné que les habitants situés dans un rayon de 10 km autour des centrales nucléaires. Depuis 2019, le rayon de distribution est passé à 20 km autour des centrales.

D’ailleurs, depuis la mi-septembre 2024, une nouvelle campagne de distribution vient de commencer avec la mise à disposition gratuite de pastilles dans les pharmacies concernées. Les habitants vivant à moins de 20 km d’un site nucléaire (centrale, site de recherche ou de stockage) peuvent aller récupérer leurs boites. Mais en quoi l’iodure de potassium peut nous protéger en cas d’accident nucléaire ?

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Protéger le corps contre l’iode radioactif

En réalité, cet iode stable que l’on ingère a un rôle protecteur indirect en cas de présence de nuage radioactif. Pour mieux comprendre pourquoi, faisons un peu de biologie. Dans le corps humain, on retrouve une glande de la forme d’un papillon située à la base du cou : la thyroïde. Celle-ci joue un rôle essentiel, en synthétisant des hormones indispensables au bon fonctionnement du corps. Pour produire ces hormones, elle a besoin d’iode, un élément que l’on retrouve principalement dans l’alimentation.

Revenons à notre potentiel accident nucléaire. Celui-ci peut engendrer le rejet d’éléments radioactifs dans l’atmosphère, et en particulier d’une forme radioactive de l’iode. Sous forme de gaz, cet iode radioactif peut être inhalé et entrer facilement dans le corps. C’est là que ça se complique : la thyroïde ne sait pas faire la différence entre l’iode stable (iode 127) et l’iode radioactif (iode 131). Ainsi, en cas d’exposition, l’iode radioactif qui se trouve dans l’air peut venir se fixer sur la thyroïde à la place de l’iode stable. Ce mécanisme peut avoir de graves implications sur la santé, en particulier pour les enfants, et peut entraîner un risque accru de cancer de la thyroïde.

Pour empêcher ce phénomène, les comprimés d’iode, qui contiennent environ 1 000 fois la dose journalière d’iode normalement recommandée, permettent de venir saturer la thyroïde en iode, ce qui a pour effet d’empêcher l’iode 131 de se fixer.

Une question de timing

Pour que la prise d’iode soit réellement efficace, la gestion du timing est néanmoins particulièrement importante. Celle-ci a un effet temporaire. Pour que son effet soit maximal, les équipes d’EDF sont capables d’évaluer l’évolution et la progression du potentiel nuage radioactif pour estimer au mieux le moment idéal de la prise de pastille.

En cas d’alerte nucléaire, le gouvernement et EDF ont également mis en place une procédure à suivre pour la population. Celle-ci se résume à se mettre à l’abri, se tenir informer, et prendre de l’iode lorsqu’on en reçoit l’instruction, par ordre du préfet. D’ailleurs, lorsqu’un risque est avéré, la sirène diffuse le signal d’alerte commun à tous les types de risques, à savoir un son montant et descendant. Celui-ci se compose de 3 séquences d’1 minute et 41 secondes, diffusées à 5 secondes d’intervalle.

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Pastilles d’iode : l’enjeu de leur distribution

L’intérêt de l’iode en cas d’incident nucléaire a été démontré pour la première fois dans les années 60. Dès les années 70, des scientifiques ont commencé à recommander l’administration de comprimés d’iode en cas d’accidents nucléaires. Néanmoins, la gestion des stocks de comprimés d’iode et leur distribution a souvent été problématique. Lors de la catastrophe de Tchernobyl, les autorités soviétiques avaient bien organisé une distribution d’iode à la population, mais cette distribution n’a pas été suffisamment rapide et étendue pour être réellement efficace.

Ce manque d’organisation a eu des conséquences désastreuses, puisqu’à l’issue de la catastrophe, on a détecté environ 6 500 cas de cancers de la thyroïde chez des enfants. Chez l’adulte, la thyroïde a un développement naturel très lent, ce qui limite le risque de cancer. Depuis Tchernobyl, les comprimés d’iodes ont été adoptés par de nombreux pays dans le plan de préparation aux accidents nucléaires. Lors de l’accident de Fukushima, de l’iode a ainsi été distribué à la population locale.

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L’iode ne fait pas tout

Si l’iode stable permet de protéger la population de l’iode 131, elle n’est pas un rempart à la radioactivité. En cas d’accident nucléaire, les premiers gestes à suivre consistent à se mettre à l’abri dans un bâtiment en dur, de fermer portes et fenêtres ainsi que de couper la ventilation. Il est important de ne pas toucher aux objets situés dehors, et encore moins aux objets qui pourraient être touchés par la pluie. En fonction de la gravité de l’incident, une évacuation d’urgence pourrait être organisée. Dans ces situations, il est nécessaire de rester à l’abri tout en se tenant informé de la situation grâce aux médias, aux réseaux sociaux et surtout grâce à une radio à piles.

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Le fabricant de Bluetti aurait-il perdu la tête pour tenter de concurrencer Décathlon ? Pas tout à fait. Car s’il se lance dans la commercialisation de sacs-à-dos, ces derniers ont une particularité : une batterie au lithium permettant d’emmener de l’électricité partout avec soi. 

Décidément, les fabricants de batterie cherchent de plus en plus à diversifier leur gamme de produits. Après Ecoflow et son chapeau solaire, c’est au tour de Bluetti de tenter sa chance à la croisée des mondes, à mi-chemin entre le stockage d’énergie et la randonnée. Le fabricant vient de commercialiser un sac à dos équipé d’une batterie de grande capacité. La promesse qui en découle a donné son nom au sac à dos : Handsfree, ou comment transporter entre 250 et 500 Wh de batterie tout en gardant les mains libres.

On retrouve donc un sac à dos bardé de poches en tout genre, et d’attaches MOLLE (Modular Lightweight Load-carrying Equipment). À l’intérieur, son format très rectangulaire est propice à l’organisation, et semble idéal pour transporter du matériel type photo ou vidéo. Le fabricant annonce une capacité de chargement de 30 kg, et une résistance accrue aux éclaboussures.

Le sac est disponible en deux tailles, pour deux batteries différentes. Le plus petit modèle, appelé Handsfree 1, a une capacité de 42 litres, et est équipé d’une batterie de 268 Wh. Cela devrait permettre de recharger 19 fois une GoPro, ou 4 fois un ordinateur portable. Le deuxième sac de 60 litres est appelé Handsfree 2. Il est, lui, équipé d’une batterie de 512 Wh, soit presque le double de capacité. À noter que les deux batteries peuvent être rechargées grâce à des panneaux solaires optionnels.

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Un usage limité par le poids

Si l’idée de ce sac à dos est bonne, il n’en comporte pas moins un inconvénient majeur : son poids. Le Bluetti HandsFree 1 est affiché à 5 kg à vide, tandis que le HandsFree 2 est annoncé à 7,5 kg. Avec un tel poids à vide, la randonnée peut vite se transformer en marche forcée, en particulier si on souhaite emporter un peu de matériel photo, ou de quoi planter la tente.

En revanche, il pourrait bien ressembler à la solution idéale pour les photographes et encore plus les vidéastes en quête de mobilité. Il permettra de recharger aisément les batteries de la caméra, du drone, ou encore de divers accessoires tels qu’un ordinateur ou de la lumière. Côté puissance, la recharge de ces appareils ne devrait pas poser de problème. En revanche, n’espérez pas alimenter des équipements un peu gourmands comme une cafetière avec le Handsfree 1. Celui-ci n’affiche que 300W de puissance. Le Handsfree 2 fait beaucoup mieux avec 750 W de puissance et un mode lift la portant temporairement à 1 200W.

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Un contrat de fourniture d’électricité assez particulier vient d’apparaître sur le marché dans le plus grand des silences. Réservé aux véhicules électriques capables d’injecter du courant dans le réseau public, il pourrait bien préfigurer un chamboulement des types d’offres d’électricité.

Imaginez un monde où votre fournisseur d’électricité vous paierait pour que vous laissiez votre voiture branchée le plus longtemps possible. Ce monde est en train de devenir réalité, puisque c’est d’ores et déjà ce que propose l’entreprise Mobilize avec son contrat Mobilize Power. Pour profiter de ce contrat, le premier du genre en France, il faudra d’abord sortir le portefeuille pour installer une borne de recharge Mobilize Powerbox Verso, et choisir entre une Renault 5 E-Tech ou une Alpine A290, pour l’instant.

Sous réserve d’avoir ces deux éléments, Mobilize propose un contrat annoncé comme 22 % moins cher que le TRV (0,2018 €/kWh), avec lequel il est possible d’accumuler des « V2G Hours ». Ces heures durant lesquelles le véhicule est branché et injecte du courant dans le réseau public, sont ensuite comptabilisées, puis créditées en euros sur la facture d’électricité pour la faire baisser. Si le montant de ces crédits n’a pas été communiqué par Mobilize, les promesses sont à priori intéressantes.

Le V2G, une technologie destinée à améliorer la stabilité du réseau

À travers ce contrat, l’ambition de Mobilize est simple : exploiter la grande capacité de stockage des batteries de voitures électriques pour vendre le courant qu’elles contiennent au réseau, lorsque sa valeur est la plus élevée. Si l’intérêt est financier pour Mobilize, il n’en est pas moins très intéressant d’un point de vue gestion de réseau. En effet, cette solution pourrait favoriser la stabilisation du réseau en permettant l’injection de courant lors des moments où la demande en électricité est la plus élevée, sans faire appel à des moyens de production carbonés (centrales au gaz, fioul et charbon).

Si la technologie est encore quasi inexistante en France, il y a de grandes chances qu’elle commence à se démocratiser dans les années à venir, en partie grâce au lancement de la Renault 5 E-Tech. D’ailleurs, les voitures ne sont pas les seules concernées. Au Royaume-Uni, une expérimentation a été réalisée par Veolia pour équiper des véhicules de collecte de déchets de la technologie V2G. Cela fait d’autant plus sens que ce type de véhicule n’est généralement pas utilisé lors des pics de consommation.

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Une convergence logique entre mobilité électrique et fournisseurs d’énergie ?

La technologie V2G semble bel et bien sur le point de se développer en France et dans le monde, et elle pourrait entraîner un rapprochement entre le secteur de la mobilité et celui des fournisseurs d’énergie. La marque Mobilize en est l’exemple parfait. Filiale du groupe Renault, celle-ci propose à la fois des véhicules de mobilité comme la Mobilize Duo, tout en développant des réseaux de recharge rapide, ou en proposant des contrats de fourniture d’électricité. D’ailleurs, Tesla a une approche similaire en proposant des véhicules électriques, mais également son propre réseau de recharge ainsi que des systèmes de production d’électricité comme les tuiles solaires, ou des systèmes de stockage à domicile comme les Powerwall.

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