Le prix de gros de l’électricité retrouve des niveaux comparables à ceux précédents la crise de l’énergie. Pourtant, le prix payé par le consommateur n’a pas baissé, bien au contraire puisqu’une augmentation de 10 % a été appliquée sur le tarif réglementé de vente (TRV) au 1ᵉʳ février 2024. Alors pourquoi une telle décorrélation entre le prix de gros de l’électricité et le prix payé par les usagers ?

La facture d’électricité des Français est en constante augmentation depuis deux ans avec des hausses successives du tarif réglementé de vente (TRV). Entre février 2022 et février 2024, il a connu une hausse totale de près de 40 %. De quoi fortement perturber la trésorerie des ménages et des petits professionnels. Depuis quelque temps, on entend parler de la baisse des prix sur le marché de gros de l’électricité, sans que le consommateur final voie sa facture diminuer pour autant.

En effet, après avoir subi de fortes hausses en 2021 et 2022 en raison de la baisse de la production nucléaire et hydraulique et de l’envolée du prix du gaz résultant de la guerre en Ukraine, le prix de gros de l’électricité connaît enfin une courbe descendante pour retrouver des niveaux similaires à ceux d’avant la crise. Selon l’organisme Ember, en France, le prix de gros moyen était de 76,66 euros/mégawattheure (MWh) contre 132,28 euros/MWh en janvier 2023 et 211,58 euros/MWh en janvier 2022. Il était de 59,47 euros/MWh en janvier 2021.

Distinction entre marché de gros et marché de détail de l’électricité

Si le prix de gros de l’électricité diminue, pourquoi paye-t-on toujours plus cher nos factures ? Déjà, il faut distinguer le marché de gros de l’électricité sur lequel les producteurs vendent l’électricité aux fournisseurs. Les échanges se font à différentes échéances : soit à très court terme, dans le cadre des produits spots avec des livraisons le jour même ou le lendemain, soit à plus long terme, dans le cadre de produits à terme avec des livraisons dans plusieurs semaines, mois, trimestres, voire années. Le prix est alors négocié au moment de la conclusion du contrat. Quand on dit que le prix de gros de l’électricité a baissé, on parle du marché spot, à court terme.

Or, cette baisse des prix sur le marché de gros à court terme n’est pas directement répercutée sur le prix payé par le consommateur final. Et tant mieux, parce que cela voudrait dire que le tarif de l’électricité payé par l’usager serait sujet à une variation quotidienne des prix, ce qui rendrait difficile la compréhension des factures et l’exposerait à des tarifs parfois nuls, parfois extrêmement élevés. Dans le cadre du marché de détail, un contrat est signé entre le fournisseur et son client pour la livraison d’électricité. Le prix du kilowattheure (kWh) est alors fixé sur la base du TRV ou librement déterminé par le fournisseur, pour les offres de marché. Le montant du TRV est fixé par les pouvoirs publics, après avis de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Il peut être modifié deux fois par an, en février et en août.

Le tarif réglementé de vente de l’électricité ne cesse d’augmenter malgré une chute des prix de gros

En février dernier, le TRV a augmenté de près de 10 % alors même que les prix spot de l’électricité connaissent une décrue. En réalité, lors de sa consultation, la CRE avait suggéré de conserver un niveau de prix stable : +0,18 % HT pour les clients résidentiels et -3,55 % HT pour les professionnels soumis au tarif bleu. Mais les pouvoirs publics ont décidé d’augmenter les taxes (l’ancienne Taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité (TICFE) appelée dorénavant l’accise). Pendant la crise, le montant de l’accise avait en effet été diminué à hauteur de 1 euro/MWh dans le cadre du bouclier tarifaire. Il est désormais de 21 euros/MWh. L’augmentation des taxes explique donc que le prix du kWh n’a pas baissé sur nos factures. Mais peut-on imaginer une diminution lors des prochaines échéances ? Mauvaise nouvelle : le gouvernement a déjà prévenu qu’une nouvelle hausse de l’accise allait intervenir en février 2025, pour retrouver son niveau d’avant-crise (32,44 euros/MWh).

Au-delà du montant des taxes, le prix du TRV est également affecté par le prix du marché de gros à long terme. Or, les acteurs de ce marché se sont montrés très précautionneux dans la fixation des prix pour les livraisons lointaines, compte tenu de la crise de l’énergie qui a marqué les esprits. Le gestionnaire de réseau RTE avait alerté sur la situation en précisant que l’augmentation des prix à terme sur le marché français « intégraient, depuis le second trimestre 2022, une prime de risque décorrélée des fondamentaux économiques sous-tendant les marchés de l’électricité ». Pour RTE, cela traduisait « une forte aversion au risque des acteurs et une couverture contre des scénarios de risque extrêmes qui n’apparaissaient toutefois que très peu probables ». Heureusement, cette prime de risque a progressivement disparu fin 2022 avant de réapparaître brièvement au printemps et à l’été 2023 pour s’effacer à nouveau depuis la fin de l’été 2023.

Enfin, il faut rappeler que les consommateurs sont libres de choisir leur fournisseur d’énergie. Et s’il était difficile de trouver des offres intéressantes pendant la crise, la situation s’améliore depuis quelques mois. Il peut donc être utile de comparer les offres et d’examiner celles proposées par les fournisseurs alternatifs, qui proposent souvent des réductions par rapport au prix du TRV.

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L’explosion des prix de l’électricité ces dernières années a conduit à l’émergence d’un véritable marché de la fraude. Des individus proposent ainsi d’intervenir sur votre compteur afin de faire baisser drastiquement votre facture d’énergie. Une pratique évidemment illégale et dangereuse.

La fraude n’est pas une pratique nouvelle dans le secteur de l’énergie. L’utilisation d’un aimant pour ralentir la roue des vieux compteurs électromécaniques, par exemple, était une pratique connue par le passé, qui permettait de diminuer le montant de la facture. Les compteurs électroniques qui ont pris le relais des anciens modèles électromécaniques étaient plus difficiles à trafiquer. Et le déploiement récent des compteurs communicants Linky devait rendre la fraude impossible.

En effet, les nouveaux compteurs communicants transmettent des informations à distance. On pourrait donc penser qu’une éventuelle fraude serait détectée en temps réel, permettant aux équipes d’ENEDIS de faire le nécessaire rapidement pour y mettre un terme. En réalité, ce n’est pas si simple. Il semble qu’un nouveau marché ait émergé ces derniers mois, sans doute à la faveur de l’explosion des prix de l’électricité depuis deux ans. Un journaliste de France 2 a ainsi échangé sur la messagerie en ligne Telegram avec un individu qui lui promettait une intervention pour 200 euros (avec un prix de groupe à 300 euros pour l’électricité et le gaz) qui lui permettrait de faire baisser sa facture d’énergie. Dans le reportage diffusé au journal télévisé de 13h le 2 avril, on parle d’une baisse de la facture de l’ordre de 50 à 70 %.

Comment fonctionne la fraude au compteur Linky ?

Mais comment procèdent ces personnes pour obtenir cette chute drastique des consommations ? Pour le comprendre, il faut se rappeler que l’électricité du réseau public de distribution passe des lignes présentes sur la voie publique (aériennes ou enfouies dans le sol) vers un câble de dérivation qui dessert chaque propriété (maison ou immeuble). Ensuite, l’électricité transite vers chaque logement et traverse le compteur avant d’alimenter l’ensemble des circuits électriques de l’habitation. Lorsqu’on utilise un appareil électrique dans la maison, la consommation est enregistrée par le compteur, qui la transmet chaque demi-heure à ENEDIS, puis au fournisseur d’électricité, qui établit la facture.

Pour faire baisser cette facture, il suffit logiquement de diminuer la consommation enregistrée par le compteur. Comme il semble difficile de toucher au compteur Linky proprement dit, une autre technique est employée : celle de la dérivation électrique. Cela n’a rien d’innovant en soi. Il s’agit de brancher certains appareils électriques directement au réseau public situé avant le compteur Linky, de sorte que la consommation ne soit pas enregistrée par le compteur. Ainsi, elle n’est pas facturée. Cette dérivation est généralement reliée aux appareils les plus énergivores, afin que la baisse de la facture soit importante : ballon d’eau chaude, lave-linge, sèche-linge, lave-vaisselle. Elle ne concerne pas l’ensemble des appareils électriques de la maison afin que le compteur enregistre tout de même une consommation, même faible. En effet, une absence totale de consommation du jour au lendemain dans une résidence principale pourrait facilement attirer l’attention d’ENEDIS.

Sur Ebay ou Leboncoin, il est facile de trouver des personnes proposant leurs services pour réaliser une fraude ou vendre des scellés.

Les dangers de la manipulation frauduleuse du compteur Linky

La mise en œuvre d’une dérivation sur le compteur est un grave problème. D’abord, l’opération en elle-même est particulièrement dangereuse puisque l’individu l’effectue alors que l’installation est sous tension. De plus, ce genre d’installation frauduleuse peut provoquer un court-circuit suivi d’un incendie sur l’installation, entraînant un risque important pour la sécurité des occupants de l’habitation et de l’immeuble le cas échéant. On peut se demander à ce titre si la dérivation frauduleuse ne contourne pas également les protections individuelles présentes sur le tableau électrique (disjoncteur de branchement, disjoncteurs différentiels) qui protègent les occupants en cas de défaillance d’un appareil.

Enfin, cette pratique caractérise un vol d’énergie qui est un délit. L’article 311-2 du Code pénal indique que « la soustraction frauduleuse d’énergie au préjudice d’autrui est assimilée au vol ». Et l’article suivant précise que « le vol est puni de trois ans d’emprisonnement et de 45 000 euros d’amende ».

Au-delà du volet pénal, lorsque l’agent d’Enedis se rend sur place pour constater le vol, il facture un forfait « agent assermenté » de 506,33 euros prévu en cas de « manipulation frauduleuse du dispositif de comptage » par son catalogue des prestations. Par ailleurs, en cas de fraude, un redressement est facturé au titre des consommations non réglées. Enedis a prévu une procédure dédiée qui donne les détails de la rectification effectuée. Si le compteur n’a pas enregistré la consommation, le redressement s’effectue soit sur l’historique de consommation s’il existe, soit sur la base des consommations enregistrées habituellement sur les profils du même type. Concernant la période corrigée, elle peut remonter jusqu’à deux ans en arrière pour un client particulier et jusqu’à 5 ans pour les professionnels. Enedis demandera aussi réparation pour tout dégât causé sur l’installation.

Enedis lutte contre la fraude à l’aide de l’intelligence artificielle

Pour lutter contre la fraude, Enedis examine les index transmis par Linky. Une baisse anormale et soudaine des consommations peut entraîner un contrôle de la part des agents du distributeur. Toutefois, dans la pratique, il n’est pas forcément aisé pour les agents de traiter l’ensemble des mouvements anormaux. La baisse des consommations dans un logement peut avoir plusieurs explications, dont la plupart totalement légitimes : départ en vacances pendant plusieurs semaines, changement de mode de production d’eau chaude et de chauffage, résiliation d’un bail, départ d’un occupant, etc. La multiplication des cas de baisse des consommations rend la détection de la fraude pas si évidente.

Interrogé par le journal Le Parisien, le directeur clients d’Enedis, Eric Salomon a évoqué ce phénomène de fraude en indiquant que 250 agents traitaient les alertes transmises par les compteurs Linky, afin de repérer d’éventuels cas. Il a aussi précisé avoir recours à l’intelligence artificielle (IA) pour comparer le niveau de consommation d’un logement avec d’autres habitations du même type, ce qui permet de déceler des niveaux anormalement bas de consommations.

Et Enedis a publié un communiqué de presse sur le sujet le 6 mars 2024 afin d’appeler les consommateurs « à la plus grande vigilance », indiquant que le nom et l’identité de certains de ses collaborateurs étaient parfois usurpés à des fins frauduleuses. Il semble donc que des usagers soient bernés par de faux employés d’Enedis qui leur proposeraient leurs services pour faire baisser leur facture d’énergie. Le distributeur a rappelé à cette occasion la condamnation de deux hommes à Besançon en décembre dernier, pour avoir proposé et réalisé des actes frauduleux sur des compteurs électriques. Les peines prononcées sont alors allées jusqu’à 24 mois de prison, dont 12 avec sursis probatoire de trois ans et 25 000 euros d’amende dont 15 000 euros avec sursis.

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La crise énergétique a fait flamber les prix et induit des bénéfices exceptionnels chez les entreprises opérant dans l’électricité. Afin de redistribuer ces « superprofits », Bruno Le Maire envisage de reconduire leur taxation en 2025, sur la rente inframarginale des producteurs d’électricité. Sous pression financière, le ministre se résout à prolonger un dispositif qu’il n’a jamais soutenu.

5,5 %. C’est le déficit public calculé par l’Institut national de la statistique et études économiques (INSEE). Il est plus élevé que celui anticipé par le gouvernement (4,9 %). « C’est un dérapage dans l’exécution qui est important, pas tout à fait inédit, mais très rare », affirme Pierre Moscovici, le premier président de la Cour des comptes. La France est au troisième rang des pays les plus endettés de la zone euro.

Pour combler une partie de cette dette abyssale, le gouvernement envisage de reconduire, en 2025, la contribution sur les rentes inframarginales (CRIM) des producteurs d’électricité. Sur BFM vendredi, Bruno Le Maire l’assure : « il y aura dans ce budget, comme il y a eu en 2023, une récupération des rentes qui ont pu être faites par les énergéticiens tout simplement parce que les prix ont flambé. » Et de préciser : « ce n’est pas une augmentation d’impôts, c’est rétablir de la justice sur des entreprises qui ont des rentes tout simplement parce que les prix flambent », ce n’est pas lié à leurs investissements ou à la modernisation de leurs outils de production.

Une taxation qui a moins rapporté que prévu

Décidée au niveau européen au second semestre 2022 au moment où les producteurs pouvaient vendre des mégawattheures à des prix mirobolants sur le marché de l’électricité, la Commission européenne estimait qu’elle devait rapporter 25 milliards d’euros à travers l’UE sur les années 2022 et 2023. Ils devaient se voir appliquer 33 % d’impôt sur les sociétés (IS) prélevé par chaque État membre, sur les bénéfices qui dépassent de 20 % la moyenne observée sur les 4 derniers exercices fiscaux. Or, en France, le rendement a été beaucoup moins grand que prévu.

La surprise du ministre entre les recettes prévisionnelles et réelle de cette taxe étonnent, au vu de la légèreté des mesures, soulignée par la Cour des comptes. Les producteurs, distributeurs et intermédiaires ont empoché 30 milliards d’euros de marges bénéficiaires à la faveur de la crise énergétique quand l’État n’en a récupéré seulement 2,8 milliards, loin des 12,3 milliards escomptés.

Lui qui se posait en fervent pourfendeur de la taxe des superprofits dans l’énergie, préférant les remises à la pompe et autre effort national de la part des entreprises, a dû se résoudre à l’implémenter dans le domaine de l’électricité. Ce ne sera donc pas une taxation plus large, car elle restera axée sur les rentes inframarginales de l’électricité. Pas de taxation des superdividendes des entreprises, pas de taxation sur les rachats d’action comme proposée par la présidente de l’Assemblée nationale Yaël Braun-Pivet, pas d’ISF vert…

Une décision qui fait débat

Déstabilisé par la mauvaise gestion des finances publiques, Bruno Le Maire se contente d’économiser l’argent là où c’est facile : un plan d’économies a été demandé à plusieurs services publics tels que l’Ademe, le CEA, l’Andra. Lui qui ne veut pas augmenter les impôts ni élargir la taxation à d’autres produits énergétiques se résout à reconduire, à la hâte, la rente inframarginale des producteurs d’électricité. Si la réforme européenne du marché de l’électricité visait à rendre les factures des consommateurs d’électricité moins dépendantes des prix à court terme des fossiles et à améliorer le fonctionnement du marché pour assurer la sécurité d’approvisionnement, elle ouvrait la porte au plafonnement des revenus des technologies inframarginales à 180 €/MWh et non sa taxation.

Selon l’Union française de l’électricité (UFE), la CRIM « risque de freiner les investissements dans les énergies bas-carbone », alors qu’ils sont « déjà affectés par l’absence de décision quant à la programmation énergétique. » Le nouveau ministre de l’Énergie, après la hausse des taxes sur l’électricité qui a augmenté les tarifs réglementés, prend une nouvelle mesure hâtive pour corriger la trajectoire des dépenses publiques : la taxation de la rente inframarginale des producteurs d’électricité.

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Le Schéma décennal de développement du réseau (SDDR) a été soumis à consultation par Réseau de transport d’électricité (RTE). La précédente version datée de 2019 est devenue obsolète, avec la relance du nucléaire, l’accélération des renouvelables et la réindustrialisation. Il structurera le développement du réseau haute et très haute tension jusqu’à 2040, ciblant l’investissement de 100 milliards d’euros. D’ici là, l’UE devra avoir baissé ses émissions de 55 % et être en route pour la neutralité carbone 2050.

La France est à la troisième étape de la construction du maillage électrique. Après la reconstruction du pays puis le développement du parc nucléaire, « ce n’est un secret pour personne, le réseau va devoir être renforcé et modernisé au cours des prochaines années » explique un membre du directoire de RTE, Thomas Veyrenc.

Pour prendre la mesure du défi, ce programme de raccordement est « sans précédent depuis la création de RTE. » La planification sera temporelle. Jusqu’à 10 gigawatts (GW) devront être raccordés chaque année pour atteindre entre 110,5 et 115,5 GW, sans compter les GW stockeurs, dont le nombre est encore flou. Elle sera aussi spatiale, car la structure de la « colonne vertébrale » devra être adaptée afin d’éviter des congestions, notamment sur l’axe ouest – est. Le réseau de 400 kilovolts (kV) sera insuffisant pour accueillir les nouveaux électrons, dont la production sera de moins en moins concentrée.

Décarboner, mutualiser les efforts et accompagner les raccordements

RTE identifie certaines zones géographiques, notamment portuaires (un quart de la consommation finale d’électricité et 20 % des émissions françaises) pour y instaurer une dynamique d’électrification. Le Havre, Dunkerque, Fos comptent parmi les cibles prioritaires.

Dans le secteur tertiaire, RTE aura à répondre à la consommation grandissante et bientôt prédominante dans l’augmentation de la consommation d’électricité, celle des data centers. « Ces perspectives sont crédibilisées par la croissance très forte des demandes de raccordement de data centers (de l’ordre de 8 GW de puissance demandée). » À nouveau, elles sont localisées en Ile-de-France et à Marseille et leur concentration devra être réalisée sans congestion locale, comme il peut notamment arriver en Allemagne, Irlande et aux Pays-Bas. À Marseille, par exemple, les élus souhaitent freiner les projets de data centers dans les quartiers nord, en lien avec les projets de renouvellement urbain et d’électrification des navires à quai.

Prioriser les projets de production

Fini les raccordements « au fil de l’eau », où le premier arrivé est le premier servi. La planification temporelle et géographique s’impose à RTE en s’appuyant sur « les perspectives réelles de mise en service des nouvelles installations. » Par exemple, la temporalité importe dans le raccordement du nouveau nucléaire. Les besoins diffèrent si les nouveaux réacteurs s’ajouteront ou remplaceront les réacteurs existants.

La prudence est donc de mise. Quant au déploiement de l’éolien en mer, il est localisé et temporellement séquencé en 3 programmes. Le développement des batteries stationnaires impose de nombreuses demandes de raccordement, mais beaucoup de projets ne se concrétisent finalement pas. RTE a aussi retenu « une trajectoire prudente de développement des interconnexions d’ici 2040 » avec 5 projets qui devraient arriver à leur mise en service avant 2030 et 4 autres (2 avec le Royaume-Uni, 2 avec l’Espagne) entre 2035 et 2040.

Cette même prudence consiste aussi à anticiper les effets du changement climatique. Basant l’adaptation du réseau sur une trajectoire de référence à + 3 °C en 2100 par rapport à l’ère préindustrielle, RTE cible certains aléas prioritaires : inondation et montée des eaux, incendie, canicule et sécheresse (lignes aériennes et souterraines), tempête. Le gestionnaire du réseau de transport rappelle que la hausse des températures provoque une baisse des capacités de transit.

Accélération des investissements

Alors que RTE devrait investir 2,2 milliards en 2024, ce chiffre sera porté à 3,7 milliards en 2027. D’ici à 2040, la « trajectoire priorisée pourrait être de l’ordre de 100 milliards d’euros. » « In fine, la trajectoire effective d’investissements de RTE dépendra des choix de politique énergétique, et notamment du rythme effectif de croissance de la consommation d’électricité » explique Thomas Veyrenc.

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La période actuelle est propice à la chute des prix de l’électricité sur les marchés, jusqu’à atteindre des valeurs négatives. En effet, le solaire et l’éolien fonctionnent à haut régime et la demande est en berne lors des multiples jours fériés. La tendance devrait se poursuivre jusqu’en mai.

Le week-end du 23 et 24 mars, les prix de l’électricité ont oscillé autour de… zéro euro le mégawattheure (€/MWh). Ils sont même descendus à –7 €/MWh durant une heure. La chute des prix a été limitée et moindre qu’observée chez nos voisins allemands, par exemple, car le solaire et l’éolien français sous contrat pour différence (CfD) a réduit sa production. Ils ne sont pas subventionnés en cas de prix négatifs, au contraire des allemands, qui le sont pendant 6 heures consécutives avant que les subventions ne disparaissent. Bien que 15 gigawatts (GW) de nucléaire se soit effacé et 5,5 GW de solaire et éolien aient été bridés, les prix sont quand même descendus sous le seuil de 0 €/MWh.

Prix négatifs : un phénomène récurrent à cette période

Jeudi 28 mars, du vent entre 50 et 95 km/h est prévu sur tout le territoire. La production éolienne devrait avoisiner 14 GW. Sa grande contribution devrait encore faire baisser les prix. Globalement, la fin de l’hiver est encore propice à de forts vents. À cela s’ajoute la production solaire qui va augmenter à mesure que l’été se rapproche. La combinaison d’un vent persistant et des beaux jours qui arrivent induira une plus grande part des renouvelables dans la production, dominant même certains mix européens.

Côté consommation, la demande en électricité observée en 2023 est passée, en moyenne, de 65 GW en février à 47 GW en mai. Les températures plus clémentes expliquent en partie cette baisse. Les jours fériés à venir, comme ce week-end de Pâques, soutiendront la baisse des prix à travers la baisse de la demande lors de ces jours à faible activité industrielle. Alors que nous exportons l’électricité française majoritairement lors de pics de consommation, ce surplus de production ne peut pas être exporté lors des creux de consommation. Les prix encore plus bas observés chez nos voisins européens rendent la situation toujours plus baissière.

Cette situation est observée chaque année et, à mesure que les énergies renouvelables progressent, le défi est de gérer cette surproduction à travers des moyens de stockage notamment. D’autres outils peuvent également aider, comme les panneaux solaires bifaciaux, qui produisent en début et fin de journée lors des pics de consommation. Le « gaspillage » via l’écrêtement de la production devra être limité afin de ne pas décourager les investissements dans le secteur des renouvelables.

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Propulser un avion grâce à un jet de plasma créé par de l’électricité ? Ceci n’est pas de la science-fiction, mais le projet bel et bien réel de Sylphaero, une start-up bordelaise. Cette technologie vise les avions à réaction, qui représentent près de 95 % du marché.

L’électrification dans l’aéronautique est un objectif notoirement difficile, plus complexe encore que dans l’automobile. Les avions, en effet, ne peuvent pas tolérer une augmentation significative de leur masse et de leur volume, et les batteries électriques sont plus lourdes et plus volumineuses que les hydrocarbures. L’équation est donc très compliquée. Si les développements récents des batteries ouvrent aujourd’hui la porte à l’avion électrique, une autre difficulté réside dans le choix de la technologie du moteur, et donc dans la performance de l’avion.

Une différence majeure entre avion à hélice et avion à réaction

Expliquons-nous. La propulsion aérienne repose sur deux technologies principales. En premier lieu, le turbopropulseur, qui équipe ce que l’on peut appeler « l’avion à hélices ». Ici, l’énergie libérée par la combustion des hydrocarbures entraîne un axe de rotation qui transmet ses efforts à une hélice. Cette hélice a pour fonction d’accélérer l’air environnant pour générer la poussée qui permet la mise en mouvement de l’avion.

En second lieu, les avions à réaction. Ces derniers sont équipés de moteurs, appelé turboréacteurs, dans lesquels l’énergie libérée par la combustion des hydrocarbures est directement injectée dans l’air, préalablement comprimé par une turbine. Et c’est l’échappement de cet air chaud vers l’arrière de l’avion qui génère la poussée, sans qu’il y ait besoin d’hélice.

Différence entre un turbopropulseur et un turboréacteur / Schéma : Médiawiki, modifié par RE.

Pour les moteurs à hélice, il est relativement aisé de remplacer un moteur thermique par un moteur électrique, puisque ce dernier peut directement actionner l’hélice. Ainsi, il existe de nombreuses sociétés qui visent ce marché, comme Aura Aero, qui a décroché une importante commande en fin d’année dernière. Cependant, pour ce type d’avion, la vitesse de vol est limitée à 800 km/h environ, du fait qu’une hélice perd son efficacité à l’approche de la vitesse du son. Et c’est la raison pour laquelle près de 95 % des avions sont aujourd’hui équipés de moteur à réaction.

L’électrification du transport aérien devra donc passer par l’électrification des avions à réaction. Toutefois, il n’est pas simple de réaliser la même substitution pour les moteurs à réaction que pour les moteurs à hélice. En effet, dans ce cas, les moteurs électriques ne sont d’aucune aide, puisqu’il faut directement injecter l’énergie électrique dans l’air. Mais Sylphaero a pour ambition d’y parvenir.

Le plasma, avenir de la propulsion aérienne ?

La startup française Sylphaero mise sur une technologie électrothermique permettant de réchauffer l’air à partir d’électricité. Pour ce faire, elle utilise un arc électrique, c’est-à-dire précisément le phénomène qui a lieu dans les éclairs, et qui est capable de porter l’air à une température extrêmement élevée, jusqu’à 20 000°C. À cette température, l’air est transformé en plasma. Ce plasma est ensuite accéléré comme dans un réacteur classique et éjecté à l’arrière de l’appareil.

Les deux fondateurs et leur passion : un turboréacteur / Image : Sylphaero.

La société Sylphaero a été fondée par deux ingénieurs : Tom Bernat et Damien Engemann. Elle est basée à Mérignac (Gironde) depuis 2021. Elle a pu bénéficier d’un soutien financier de la Région Nouvelle-Aquitaine, de Bpifrance, ainsi que de prêts d’Airbus, du Réseau Entreprendre et du CNES (Centre national d’études spatiales). L’équipe travaille à la conception d’un moteur de démonstration, de 90 kW, permettant de démontrer la faisabilité technique ainsi que les performances. Un enjeu de taille est de démontrer la tenue à longue durée des matériaux aux températures du plasma, en moyenne de 3 000 °C, mais pouvant localement dépasser 10 000 °C.

Ce prototype permettra de convaincre des investisseurs. Sylphaero aura en effet besoin d’environ 30 millions d’euros pour espérer démontrer le fonctionnement de son réacteur en vol. Avec les batteries actuelles, la société envisage que les avions puissent bénéficier d’une autonomie allant jusqu’à 1 500 km, soit 80 % des vols d’affaires en Europe. Les applications à long terme de la technologie vont en outre bien au-delà de l’aviation. De tels propulseurs électrothermiques à arc pourraient également servir au secteur spatial, notamment pour de premiers étages de fusées réutilisables. De larges perspectives, donc. Souhaitons bonne chance à l’équipe au cœur de cet enthousiasmant projet.

Sylphaero propose une courte vidéo du test de son système de chauffage de l’air par arc électrique :

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Depuis quelques mois, un large choix de boîtiers électroniques destinés aux abonnés de l’offre d’électricité Tempo d’EDF apparaît sur le site de petites annonces Leboncoin. Fabriqués artisanalement par des passionnés, ces appareils permettent de consulter rapidement la « couleur » du jour, afin de mieux maîtriser ce contrat complexe. Certains proposent même des délesteurs, pour couper automatiquement les appareils énergivores durant les « jours rouges ». Un marché de niche laissé libre par EDF, depuis qu’il a cessé de distribuer ses propres boîtiers.

L’option « Tempo » du tarif bleu d’EDF est actuellement l’un des contrats d’électricité les plus économiques. Cette offre complexe se décline en six tarifs, qui diffèrent selon les heures pleines en journée, les heures creuses nocturnes et la « couleur » du jour. Le prix de l’électricité est très bas durant les jours « bleus », un peu plus coûteux lors des jours « blancs », mais extrêmement cher durant les heures pleines des jours « rouges » (lire notre article pour tout savoir sur l’option Tempo). Ce contrat permet de récompenser les abonnés pour leur effort de sobriété lors des jours « rouges » qui sont généralement activés l’hiver lorsque le réseau électrique est tendu.

Chaque saison, un maximum de 22 jours « rouges » peuvent être placés en semaine, entre le 1ᵉʳ novembre et le 31 mars. L’abonné Tempo a tout intérêt d’être alerté de la survenue d’un jour « rouge », le tarif passant de moins de 0,20 €/kWh à près de 0,80 €/kWh lors des heures pleines. Au lancement de l’option Tempo en 1998, EDF distribuait à ses clients des boîtiers indiquant la couleur du jour au moyen de LED et d’un signal sonore pour les jours « rouges » (lire notre article). Aujourd’hui, la mission a été transférée aux applications smartphones et alertes mails et SMS.

Toutefois, un certain nombre d’abonnés à l’option Tempo souhaitent toujours disposer d’un moyen physique leur permettant de connaître la couleur du jour et celle du lendemain, sans passer par son téléphone ou ordinateur. EDF ne répondant plus à cette demande depuis l’arrêt de la distribution des petits boîtiers à LED, une poignée de passionnés à pris le relais. À la rédaction de cet article, nous comptions pas moins de 7 boîtiers Tempo différents fabriqués « artisanalement », vendus entre 32 et 110 € sur le site de petites annonces Leboncoin. Parmi ceux-ci, 5 appareils sont de simples écrans indiquant les couleurs Tempo et 2 des délesteurs, qui permettent de couper automatiquement l’alimentation d’appareils très consommateurs durant les heures pleines des jours rouges.

« Disposer de l’information en un coup d’œil, sans effort »

Nous avons contacté ces bricoleurs à priori expérimentés, afin de connaître leurs motivations à concevoir et commercialiser ces boîtiers. « L’idée de ce projet m’est venue d’un constat simple au sein de mon foyer : malgré notre volonté de réduire notre consommation énergétique, nous n’avions pas toujours le réflexe de vérifier la couleur du jour. Ce boîtier est donc né de la nécessité de rendre cette information accessible et visible de tous, au quotidien, afin d’éviter les pics de consommation lors des jours rouges, où l’énergie est la plus chère », nous explique Mehdi, qui a conçu un boîtier en résine imprimé en 3D, aux allures de smartphone. « Je suis convaincu que cette solution peut aider de nombreux foyers à mieux gérer leur consommation d’énergie, en offrant une visualisation claire et instantanée des moments les plus opportuns pour utiliser leurs appareils énergivores » affirme-t-il.

Diverses annonces vendant des afficheurs Tempo sur Leboncoin.

Philippe, qui a conçu le boîtier « Montempo » dit adresser son produit « à des personnes qui sont elles-mêmes peu connectées et/ou souhaitent disposer de l’information en un coup d’œil, sans effort ». « Certaines personnes en demandent plusieurs pour les installer dans 2 pièces de la maison ! L’outil a vocation à passer le message sur la couleur du jour Tempo à venir à toute la famille » détaille cet ingénieur à la retraite.

Bernard, qui a imaginé le petit cube « Tempobox » a d’abord fabriqué un exemplaire pour ses propres besoins. « Étant abonné à l’option Tempo de chez EDF, je voulais avoir en permanence, de manière visible, les informations liées à ce contrat » argue cet informaticien, qui a également créé une application smartphone dédiée à l’option Tempo. Florian, quant à lui, dit avoir conçu son boîtier pour un proche. « À la base, je l’ai fait pour le Noël de mon père. C’est un moyen simple et visuel d’afficher l’information. Puis je me suis dit que ça pouvait intéresser d’autres personnes. »

Détail de certains des boîtiers Tempo vendus sur Leboncoin.

Plus de 200 boîtiers Tempo artisanaux vendus

La plupart de ces boîtiers utilisent une carte ESP-32. Du matériel reconnu « pour sa stabilité, sa capacité de connectivité Wi-Fi et sa facilité de programmation » nous explique Mehdi. « Elle constitue une base solide pour développer un appareil connecté, fiable et efficace. ». Ce passionné affirme utiliser « une API (une interface de programmation d’application, NDLR) dérivée de celle de RTE ». « L’API officielle de RTE nécessitant une authentification complexe, j’ai préféré opter pour une solution plus accessible, tout en garantissant la fiabilité et l’actualité des informations transmises » détaille-t-il.

Car ces appareils, qui communiquent tous via Wifi, récupèrent les informations publiées d’abord par RTE, aux alentours de 7h, puis par EDF entre 11h et 12 h. Le défi est donc d’obtenir les données de RTE, qui permettent aux utilisateurs d’être informé plus tôt de la couleur du lendemain. Tous les boîtiers artisanaux vendus sur Leboncoin n’ont ainsi pas le même horaire de mise à jour de la couleur.

Si les caractéristiques sont très différentes d’un boîtier à l’autre, certains affichant aussi le « saint » du jour, d’autres le nombre de jours restants pour chaque couleur, parviennent-ils à trouver preneur ? Parmi les créateurs qui ont accepté de nous communiquer leurs ventes, nous comptabilisons plus de 200 unités écoulées. Le plus grand succès reviendrait à l’« afficheur Tempo », l’un des premiers boîtiers Tempo artisanaux mis sur le marché. 150 exemplaires ont été vendus depuis le lancement fin 2023, selon son concepteur, un professeur de mathématiques, qui se dit avoir « été contraint de [se] déclarer en micro entrepreneur face au grand nombre de demandes ». Les boîtiers concurrents revendiqueraient chacun entre 2 et 20 ventes, d’après leurs créateurs.

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Produire de l’hydrogène vert, c’est bien, mais encore faut-il pouvoir le transporter ! Pour y parvenir et accélérer l’utilisation d’hydrogène, la Chine vient de lancer le projet du plus grand pipeline à hydrogène au monde, lançant une course internationale dans un secteur en pleine expansion.

Depuis quelques années, la Chine multiplie les projets pharaoniques dans le domaine de l’énergie, qu’il s’agisse d’hydroélectricité, de solaire, de nucléaire ou encore d’éolien. Cette fois, c’est pour le transport de l’hydrogène qu’elle bat un nouveau record en lançant la construction du plus long « hydrogènoduc » au monde. Avec ses 737 km, le pipeline Zhangjiakou Kangbao – Caofeidan devrait relier une usine de production d’hydrogène vert de Zhangjiakou jusqu’au port de Caofeidan, à environ 250 km de Pékin.

Selon les porteurs du projet, ce pipeline devrait permettre d’accélérer l’adoption de la pile à combustible hydrogène pour le transport lourd routier, ainsi que l’usage de l’hydrogène vert dans l’industrie chimique et métallurgique. Enfin, le pipeline devrait favoriser les exportations d’hydrogène vert ainsi que d’ammoniac. La construction, qui devrait débuter dès l’été 2024 et se terminer en 2027, pour un montant total de 845 millions d’euros.

Les hydrogènoducs se multiplient

Si les chiffres de ce projet impressionnent, la Chine est loin d’être le seul pays à s’attaquer au sujet du transport de l’hydrogène. Sur tous les continents, et en particulier en Europe, des projets émergent sur le sujet. Entre l’Afrique et l’Europe, le projet GASLI (Gazoduc Algérie – Sardaigne – Italie) devrait, à terme, permettre l’acheminement de 8 milliards de mètres cubes d’hydrogène par an. À travers l’Europe, le vaste projet H2Med vise à créer un corridor énergétique depuis le Portugal jusqu’en Allemagne en passant par l’Espagne et la France. L’un de ces tronçons, appelé BarMar, reliera le Portugal, l’Espagne ainsi que la France, et sera capable de transporter aussi bien du gaz de type méthane que de l’hydrogène. L’ensemble du projet H2Med devrait être mis en service à l’horizon 2030.

De manière plus globale, l’Europe souhaite créer, à travers 12 gestionnaires de réseau de transport de gaz, un vaste réseau de plus de 39 000 km pour réunir 21 pays. Une grande partie de ce réseau s’appuierait sur la conversion de canalisations existantes destinées au gaz naturel. Par ailleurs, de nombreux projets d’hydrogènoducs sont également conçus pour acheminer également du gaz naturel, en proportions variables. Il n’est donc pas garanti que ces installations soient exclusivement destinées à transporter la si convoitée molécule de dihydrogène.

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Imaginez un fournisseur d’électricité vous proposer un tarif dérisoire, mais également vous rémunérer pour chaque kilowattheure non consommé durant les pics hivernaux. Ne cherchez pas, ce genre de fournisseur ne se trouve pas en France, mais au Québec. Pour inciter ses clients à la sobriété, l’équivalent local d’EDF a trouvé une formule particulièrement avantageuse.

En France, pour inviter les particuliers à réduire fortement leur consommation d’électricité lors des pics en hiver, il existe une offre spécifique. Il s’agit de l’option « Tempo » du tarif bleu, proposée par EDF et dont les tarifs sont fixés par l’État. Cette offre assez complexe se décompose en 6 tranches tarifaires, chacune déclinée en heures pleines et heures creuses.

Il y a d’abord les 300 jours « bleus » annuels, correspondant à des périodes de faible demande, où l’électricité est facturée à bas prix. Le reste de l’année est composé de 43 jours « blancs », où la demande en électricité est un peu plus élevée, et donc légèrement plus chère. Enfin, 22 jours « rouges » exclusivement répartis en automne et hiver complètent le calendrier. Le prix de l’électricité y est parfaitement délirant sur la plage d’heures pleines : il augmente de 450 % par rapport aux heures creuses des jours « bleus » (voir les tarifs détaillés).

Gare à ceux qui oublient la « couleur » du jour, et lancent régulièrement leur sèche-linge, radiateurs, ou un gigot au four durant les heures pleines des jours rouges : la facture pourrait être très salée en fin de mois. L’objectif de cette offre est clair : sanctionner les abonnés qui ne jouent pas le jeu de la sobriété lors des pics de consommations hivernaux, qui correspondent généralement aux vagues de froid. Car l’option Tempo a été créée pour aider le réseau à conserver son équilibre durant les périodes les plus tendues. Si la stratégie semble fonctionner, pourrait-il en être autrement ?

Au Québec, soulager le réseau en rémunérant les volontaires

La problématique est la même de l’autre côté de l’Atlantique, chez nos cousins québécois. La province canadienne a — comme la France – fait le choix de développer le chauffage électrique, afin de profiter de son abondante et peu coûteuse production hydraulique. En conséquence, les pics de consommation peuvent être très importants lors de grands froids. Hydro-Québec, l’équivalent local d’EDF, propose lui aussi une offre dont l’objectif est similaire à l’option Tempo en France. Les conditions sont toutefois bien différentes.

En effet, au Québec, l’équivalent de Tempo s’appelle le « crédit hivernal ». Il s’agit d’une option proposée sur le tarif local de base, le « tarif D ». Qu’ils aient ou non optés pour cette option, les abonnés payent leur kilowattheure (kWh) au même prix : 0,07 à 0,10 $ (soit 0,05 à 0,07 €) toute l’année, selon la quantité d’électricité consommée. Il n’y a pas d’heures creuses, d’heures pleines ni de « couleur » du jour.

Grille tarifaire du tarif D avec option crédit hivernal proposé par Hydro-Québec.

Toutefois, les consommateurs ayant souscrit à l’option « crédit hivernal » se voient gratifiés d’une prime de 0,54 $ (0,37 €) pour chaque kilowattheure effacé durant les « évènements de pointe ». Concrètement, Hydro-Québec rétribue ses abonnés sur la différence de consommation enregistrée entre les « heures de pointe » et la consommation moyenne habituelle aux mêmes heures durant les 5 jours précédents. Un minimum de 2 kWh économisés est exigé. Du gagnant-gagnant : l’abonné voit sa facture d’électricité réduite s’il fait un effort et le réseau bénéficie de sa sobriété au moment le plus important. Contrairement à l’option Tempo française, il n’y a aucun risque de recevoir une facture ahurissante si l’on ne respecte pas la consigne.

Le crédit hivernal plus flexible que l’option Tempo ?

Le « crédit hivernal » québécois se distingue également de Tempo par sa capacité à s’adapter aux besoins réels du réseau. En France, l’option Tempo doit obligatoirement comporter 22 jours rouges par saison, outre les 300 jours bleus et 43 jours blancs, même si l’hiver est doux et que le réseau n’est pas particulièrement sollicité. Un fonctionnement rigide qui étonne de nombreux abonnés, notamment au mois de mars, lorsque le gestionnaire du réseau électrique RTE est contraint de positionner les derniers jours rouges non utilisés malgré des températures clémentes.

Au Québec, les « évènements de pointe » sont un peu moins encadrés. Ils peuvent être placés n’importe quel jour de la semaine, entre 6 h et 9 h et entre 16 h et 20 h, du 1ᵉʳ décembre au 31 mars. S’il n’y a pas de quota minimal d’évènements, un plafond limite à 33 le nombre d’activations pour un maximum de 100 heures par saison.

Une offre parallèle à 3 centimes le kilowattheure

À noter qu’Hydro-Québec propose une autre offre à tarification dynamique, plus proche de l’option Tempo française, baptisée « tarif D Flex ». L’abonné bénéficie d’un kilowattheure extrêmement bon marché facturé entre 0,05 et 0,08 $ (0,03 à 0,05 €) en hiver et entre 0,07 et 0,10 $ (0,05 à 0,07 €) en été. En contrepartie, le tarif s’envole à 0,54 $/kWh (0,37 €) durant les évènements de pointe hivernaux. Le consommateur peut donc choisir entre deux méthodes pour stimuler sa sobriété énergétique.

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La mer du Nord devrait bientôt accueillir la première île énergétique au monde. D’une surface de 6 hectares, l’île Princess Elisabeth permettra de concentrer et transformer l’électricité produite par de nombreux parcs éoliens offshore avant que celle-ci ne soit acheminée à terre. Cette première île pourrait préfigurer l’avenir des sous-stations en mer pour l’éolien offshore. 

D’ici quelques semaines, la Belgique va entamer la construction de la première île énergétique artificielle au monde : Princess Elisabeth. Située à environ 45 kilomètres des côtes belges, elle devrait servir à intégrer les énergies de plusieurs parcs éoliens offshore au réseau électrique, et permettre l’interconnexion de plusieurs pays européens.

Concrètement, cette île de 6 hectares sera constituée de 23 caissons en béton qui matérialiseront l’emprise de l’île. L’intérieur du volume sera rempli de sable, avant de recevoir les différentes infrastructures énergétiques. Pour faciliter la maintenance de l’île ainsi que des parcs éoliens environnants, celle-ci sera également équipée d’un petit port ainsi que d’un héliport. Pour résister aux conditions climatiques difficiles de la mer du Nord, un mur d’enceinte de plusieurs mètres de haut devrait être construit sur tout le pourtour de la structure.

Plan de situation de l’île énergétique Princess Elisabeth / Image : Elia

Un soin particulier est pris pour protéger l’environnement

Construite non loin d’une zone Natura 2000, l’île devra être parfaitement intégrée à l’environnement pour ne pas nuire à la biodiversité locale. Pour cela, ELIA, gestionnaire du réseau de transport d’électricité belge et pilote du projet, a indiqué que plusieurs mesures seraient mises en place tant pour l’avifaune que pour l’écosystème sous-marin. Les murs d’enceinte devraient, notamment, recevoir des sortes de corniches en béton imitant l’habitat naturel de la mouette tridactyle, une espèce vulnérable qui aime nicher sur les falaises escarpées. Au niveau du fond marin, un récif artificiel sera créé, et devrait, notamment, permettre de créer un habitat propice pour les huîtres sauvages.

Une sous-station et un hub d’interconnexion entre différents pays européens

L’île est conçue pour servir de sous-station à plusieurs parcs éoliens offshore pour une puissance totale de 3,5 GW, soit 7 fois le parc éolien offshore de Saint-Nazaire !  Ce n’est pas tout, elle devrait également permettre l’interconnexion de quatre pays européens, à savoir la Belgique, le Royaume-Uni, le Danemark et la Norvège grâce à des lignes comme Triton Link ou Nautilus. Ce projet d’île artificielle pourrait être le début d’une longue liste, en particulier dans la mer du Nord, propice au développement de l’éolien offshore, et se trouvant au carrefour de plusieurs pays européens. Le Danemark a d’ores et déjà annoncé avoir lancé un projet d’une autre île artificielle d’une surface de 30 à 40 hectares.

Les travaux de construction de l’île Princess Elisabeth devraient prendre fin à l’été 2026 tandis que l’ensemble des connexions aux parcs éoliens et au continent devrait être achevée d’ici 2030.

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L’Allemagne envisage d’importer de l’hydrogène algérien pour décarboner son industrie. Un plan d’action vient d’être signé entre les deux pays pour développer l’importation d’hydrogène depuis l’Algérie vers l’Europe.

Afin d’atteindre une production électrique 100 % neutre en carbone d’ici à 2035, l’Allemagne mise sur l’éolien et le photovoltaïque. Mais, pour compléter la variabilité de leur production, le pays mise sur les centrales « Hydrogen Ready » qui fonctionnent au gaz naturel, mais qui pourront être converties à la consommation d’hydrogène. L’Allemagne envisage la construction de ce type de centrales pour une puissance de 17 à 21 GW (gigawatts) entre 2025 et 2031.

Une délégation allemande en visite en Algérie pour signer un accord entre les deux pays

Pour s’approvisionner en hydrogène, notre voisin d’outre-Rhin se tourne vers l’Algérie. C’est dans ce contexte que le vice-chancelier allemand s’est rendu en Algérie ces derniers jours. À cette occasion, les deux pays ont signé une déclaration d’intention dans le but de coopérer pour la production d’hydrogène vert.

Un projet expérimental de production d’hydrogène vert devrait ainsi voir le jour sur le site de la compagnie algérienne d’hydrocarbures Sonatrach, à Arzew. La capacité du site sera de 50 MW (mégawatts) et pourra se développer grâce à une contribution financière de l’État allemand de l’ordre de 20 millions d’euros.

Le transport de l’hydrogène vert devrait être assuré par le gazoduc Corridor Sud H2, actuellement à l’étude et qui devrait transiter sur 3 300 km via la Tunisie, l’Italie et l’Autriche avant d’atteindre l’Allemagne en utilisant des gazoducs existants.

Un contrat de fourniture de gaz entre Algérie et Allemagne

Cette visite en Algérie a également été l’occasion pour le groupe allemand VNG de signer un contrat avec Sonatrach pour la livraison à moyen terme de gaz naturel. Il s’agit de la première entreprise allemande à acheter du gaz par canalisation depuis l’Algérie.

Ce partenariat « marque le début des livraisons de gaz naturel à l’Allemagne, pays avec lequel nous estimons qu’un grand potentiel existe pour développer davantage cette coopération commerciale et l’étendre dans le futur vers d’autres domaines de la chaine de valeur énergétique tel que l’hydrogène » a déclaré Rachid Hachichi, PDG de Sonatrach dans un communiqué de presse.

Rappelons toutefois que l’investissement allemand prévu en faveur de l’hydrogène vert, notamment avec la construction de centrales « hydrogen ready » a été bousculé ces dernières semaines pour des raisons budgétaires. Il se pourrait donc que notre voisin soit finalement obligé de lever le pied sur sa frénésie en faveur de l’hydrogène.

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Réseau de transport d’électricité (RTE) a publié son bilan électrique 2023. Il révèle notamment une consommation en berne, mais une hausse de la production de nos moyens bas-carbone (nucléaire, éolien, solaire et hydraulique). Résultat, les émissions de gaz à effet de serre de notre système électrique ont atteint leur niveau le plus bas depuis le début des années 1950.

« Il y a un an, nous étions au cœur d’un hiver difficile, un hiver marqué non pas par une, mais bien par trois crises énergétiques. Des crises indépendantes, mais simultanées qui avaient mis en tension notre système électrique. Une crise d’abord de l’approvisionnement en gaz à la suite de l’invasion de l’Ukraine par la Russie. Elle a provoqué une envolée des prix. Une crise ensuite de la production nucléaire française. Elle a alors atteint un minimum depuis 1988. Enfin, une crise de la production hydraulique du fait de faibles précipitations. Elle aussi a atteint un minimum depuis 1976. » C’est le rappel que Thomas Veyrenc, directeur général en charge de l’économie et de la prospective chez RTE, le gestionnaire du réseau de transport français, a tenu à faire en introduction de la présentation du bilan électrique 2023.

Retrouvez les principaux chiffres du bilan électrique 2023 dans notre tableau interactif ⬇️

Un nouveau recul de la consommation en 2023

« Aujourd’hui, la situation est très différente et notre système électrique a trouvé un nouvel équilibre » a-t-il ajouté. Nouvel équilibre, car les chiffres montrent que la situation demeure très différente, en revanche, de ce qu’elle était « avant la crise », à la fin des années 2010.

D’abord, la consommation d’électricité en France a continué de diminuer. Elle a reculé de 3,2 % par rapport à 2022 pour atteindre les 445,4 térawattheures (TWh) — après retraitement des effets liés à la météo. C’est même moins qu’en 2020, année marquée par la crise sanitaire. Et un recul de 6,9 % par rapport à la période d’avant-crise (moyenne 2014-2019). Les experts de RTE l’expliquent par une mobilisation continue en faveur des économies d’énergie et par une conjoncture macroéconomique dégradée.

Une forte progression de la production d’électricité

Dans le même temps, la production d’électricité en France a progressé. En 2023, notre pays a produit 494,3 TWh. C’est 11 % de plus qu’en 2022. Mais cela reste notamment inférieur à la production de 2020 qui avait atteint les 500 TWh en pleine crise sanitaire.

Cette hausse est en partie due au redressement de la production nucléaire qui est remontée à 320,4 TWh. Soit 41,5 TWh de plus qu’en 2022. Le niveau de production est toutefois resté en dessous de celui de la période avant-crise. La moyenne d’alors était de 394,7 TWh. Ce qui montre qu’après avoir été bousculé par les contrôles et les réparations liés au phénomène de corrosion sous contrainte et par la densification des arrêts dus aux visites décennales ainsi que par la perturbation des plannings de maintenance à la suite de la crise sanitaire, le parc nucléaire français n’est pas encore revenu à son fonctionnement nominal. L’enjeu des années à venir sera de retrouver de meilleurs niveaux de disponibilité et de production.

La production hydraulique est, quant à elle, revenue à un niveau conforme à ses moyennes historiques après une année 2022 marquée par une très faible pluviométrie. Avec une production de 58,8 TWh, elle se situe tout de même en dessus de la moyenne de 61,7 TWh enregistrée pour la période 2014-2019. Le résultat d’un début d’année encore plutôt sec.

Des niveaux records pour les productions éolienne et solaire

Ensemble, les productions éolienne et solaire ont fait mieux que l’hydraulique pour la deuxième année consécutive avec une production de 72,2 TWh. C’est près de 15 % de la production totale d’électricité en France.

L’éolien, surtout, a connu une excellente année. Il a battu son record de 2020 avec 48,7 TWh produits. Dépassant du même coup largement le volume de production des centrales au gaz fossile (30 TWh). Les effets conjugués de conditions météo favorables et d’un parc installé qui a poursuivi sa progression. L’éolien en mer commence aussi à apporter sa contribution. En 2022, il n’avait produit que 0,6 TWh. En 2023, avec trois parcs installés dont un totalement en service, il a grimpé à 1,9 TWh. Il est à noter aussi que l’éolien a pu contribuer à la sécurité d’approvisionnement lors des saisons froides, permettant de limiter le recours aux centrales alimentées par les combustibles fossiles. En janvier, mars et novembre 2023, la production éolienne a en effet avoisiné les 6 TWh.

Le photovoltaïque a connu une année record du côté de la production, avec 21,5 TWh, et du côté de l’installation de nouvelles capacités, de l’ordre de 3,2 GW contre 2,7 les deux années précédentes. Les experts de RTE remarquent que les capacités installées n’ont pas permis d’atteindre les objectifs fixés par les pouvoirs publics. Les retards, toutefois, correspondent à quelques mois de développement pour le solaire — au rythme moyen d’installation sur les cinq dernières années — et à environ un an et demi de retard en ce qui concerne l’éolien terrestre. Pour l’éolien en mer, environ deux parcs additionnels seraient nécessaires.

Les énergies fossiles en chute libre

L’autre bonne nouvelle du Bilan électrique 2023, c’est que le volume de production thermique fossile (gaz, fioul et charbon) a baissé de 34 % par rapport à 2022. Seulement 32,6 TWh produits au cours de l’année 2023. Le plus bas niveau depuis 2014. Le charbon n’a ainsi compté que pour 0,2 % du mix électrique de la France.

La première conséquence de tout cela, c’est que les émissions de gaz à effet de serre du système électrique français ont atteint, en 2023, un minimum historique : 16,1 millions de tonnes d’équivalent CO2 (MtCO_2eq). C’est le niveau le plus bas depuis le début des années 1950. Quel que soit le volume de production. Et c’est 32 % de moins qu’en 2022. Résultat, l’intensité de nos émissions — 32 g d’équivalent CO₂ par kilowattheure produit (gCO_2eq/kWh) — demeure parmi les meilleures d’Europe. Pour comparaison, celle de l’Allemagne est de l’ordre de 303 gCO_2eq/kWh. Par ailleurs, le taux de production d’électricité bas-carbone atteint 92,2 % en France en 2023. Du jamais vu depuis 73 ans.

L’autre conséquence, c’est que la France a retrouvé son rôle d’exportatrice nette d’électricité. En 2022, notre pays avait importé 16,5 TWh d’électricité, mais en 2023, 50,1 TWh ont été vendus à l’étranger. Un solde dans la moyenne de la dernière décennie et qui a permis à la France de réduire sa facture énergétique d’environ 4 milliards d’euros. Une broutille face aux 80 milliards d’euros que devraient nous coûter les énergies fossiles importées l’année dernière. On pourra peut-être se consoler un peu en notant que les exportations d’électricité bas-carbone françaises auront au moins permis aussi d’éviter des volumes non négligeables d’émissions dans des pays comme l’Italie (11 MtCO_2eq) ou l’Allemagne (5,4 MtCO_2eq). Le tout dans un mix électrique européen dans lequel les sources fossiles ont reculé de 11 % ces dix dernières années.

Échanges commerciaux d’électricité entre la France et les pays voisins en 2023 / Visuel : RTE.

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La construction du projet pilote EolMed, un parc éolien en mer français, a franchi avec succès une première étape majeure. En effet, l’installation d’un hub électrique flottant (ou FEH  pour « floating electrical hub ») en Méditerranée, au large de Gruissan dans l’Aude, vient d’être achevée.

Installé à environ 18 km des côtes de Port-La-Nouvelle, le hub électrique flottant jouera un rôle central dans le fonctionnement du parc éolien EolMed. Il servira de point de connexion pour les éoliennes, centralisant l’énergie produite avant de la transmettre via un câble d’exportation. Ce câble achemine l’électricité du parc éolien vers le réseau électrique terrestre

C’est l’entreprise Bourbon Subsea Services qui a été chargée de remorquer la structure sur le site de production. Cette entreprise se chargera également du transport des éoliennes le moment venu. Le hub électrique est une imposante bouée de 16 mètres de diamètre pesant plusieurs centaines de tonnes. Il a été remorqué jusqu’à son emplacement grâce à un remorqueur releveur d’ancre et un robot sous-marin téléopéré (ROV) fourni par Bourbon. Ces ROV sont des véhicules sous-marins contrôlés à distance.

Une mise en service reportée à 2025

Rappelons que le projet pilote EolMed, soutenu par l’ADEME, est développé par l’entreprise Qair, et inclut plusieurs investisseurs tels que TotalEnergie et BW Ideol. Son objectif est de tester la viabilité économique de l’installation d’éoliennes en mer flottantes à plus grande échelle, tout en contribuant à l’émergence de la filière éolienne en mer en Occitanie.

Les travaux de construction, entamés en mai 2022, prévoient l’installation de trois éoliennes Vestas V164 d’une puissance unitaire de 10 MW. Ces éoliennes seront montées sur des flotteurs en acier à une profondeur d’environ 60 mètres. Le parc éolien est estimé produire près de 110 GWh d’électricité par an, suffisant pour répondre aux besoins en électricité de 50 000 habitants du département de l’Aude.

Si la mise en service était initialement prévue pour 2024, elle est désormais reportée au troisième trimestre de l’année prochaine. L’installation des flotteurs en acier est prévue pour juin 2025. Une fois opérationnelles, les éoliennes devraient fonctionner pendant au moins 20 ans avant d’être démantelées ou prolongées.

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Si la course à la construction de parcs éoliens offshore bat son plein à travers l’Europe, celle de l’installation des câbles pour les reliers aux réseaux se révèle tout aussi intense. Et tout aussi chère. Selon un récent rapport, l’addition pourrait s’élever à plus de 400 milliards d’euros d’ici à 2050. 

Le Réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité (REGRT-E) vient de publier un rapport portant sur le développement du réseau électrique offshore à l’échelle de l’Europe jusqu’en 2050. Ce document rassemble l’ensemble des besoins auxquels l’Europe va faire face pour atteindre la neutralité carbone, tant pour le raccordement des parcs éoliens offshore, que pour la création d’interconnexions entre les pays européens. Outre la définition de ces besoins, le rapport souligne les (très) nombreux défis et les coûts associés à la mise en place de ces réseaux.

En 2020, dans son plan de développement pour les énergies renouvelables marines, l’Europe avait fixé un objectif de 300 GW d’éolien offshore installé d’ici 2050. Mais il semblerait que les pays européens aient pris le sujet à cœur. En compilant les données de chaque pays, REGRT-E est, en réalité, arrivé à un objectif total de 354 GW de puissance installée d’ici 2050, et même 496 GW en incluant le Royaume-Uni et la Norvège. Si ces chiffres témoignent de l’ambition des pays vers la transition énergétique, ils entraînent inévitablement un développement massif des réseaux électriques offshore pour permettre la distribution de l’énergie produite sans compromettre la stabilité du réseau.

Dans ce contexte, RGRT-E estime qu’il faudra déployer, d’ici à 2050, environ 54 000 km de lignes de transmission électrique ainsi que presque 300 convertisseurs à courant continu offshore et terrestres. Montant total de ces travaux : plus de 400 milliards d’euros.

Des enjeux colossaux pour parvenir au raccordement de l’éolien offshore

Si le financement de ces travaux constitue déjà un défi de taille, c’est loin d’être le seul. Dans son rapport, REGRT-E fait mention des différents challenges à surmonter pour atteindre ces objectifs, et en particulier le défi technologique. Pour réaliser ces interconnexions ainsi que le raccordement des parcs éoliens offshore, l’utilisation de liaisons HVDC (ou ligne à courant continu haute tension CCHT) devient peu à peu la norme.

Le développement massif de ces lignes passera nécessairement par la mise en place de disjoncteurs de courants continus spécifiques, sans quoi la stabilité du réseau européen pourrait être menacée. Avec ces disjoncteurs, les capacités d’interconnexions supplémentaires sont ainsi estimées à 13 GW, contre 7,5 GW sans. Au niveau national, la différence est encore plus flagrante puisque les capacités sont estimées à 13 GW avec les disjoncteurs DC contre seulement 2 GW sans. Mais il y a un hic : ces disjoncteurs spécifiques de courant continu ne sont pas encore disponibles à l’échelle industrielle et à un coût raisonnable.

Pour atteindre ces objectifs, l’Europe devra également augmenter drastiquement la cadence de construction de ces lignes électriques, ce qui devrait avoir un impact sur l’ensemble des chaînes d’approvisionnement qui y sont associées, depuis la construction de navires spécifiques, à la création de ports adaptés, en passant par l’augmentation de l’approvisionnement en matières premières. Enfin, les ressources humaines devront être disponibles pour concevoir, mettre en œuvre et entretenir l’ensemble de ces infrastructures.

Pour finir, ces réseaux électriques impliquant presque systématiquement plusieurs pays en même temps, leur déploiement nécessitera une coopération sans faille entre les gouvernements concernés, les différents gestionnaires d’électricité ainsi que le secteur de l’industrie pour pouvoir atteindre une approche systémique de l’ensemble.

Rénover l’ensemble du réseau électrique européen

Outre les besoins liés aux déploiements de réseaux offshore, l’électrification des usages, dans une optique de décarbonation de l’énergie, va nécessiter une rénovation d’ampleur de l’ensemble du réseau électrique européen, et en particulier les réseaux locaux de distribution. Ceux-ci devront, en effet, pouvoir supporter la recharge de véhicules électriques ou encore la production d’électricité via des installations photovoltaïques à l’échelle des particuliers.

La commission européenne a donc dévoilé, en novembre 2023, un plan d’action visant à accélérer le développement de ces réseaux électriques. Ce plan d’action en 14 points vise à améliorer la planification à long terme des réseaux pour un coût estimé à 584 milliards d’euros d’ici 2030.

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