Cascade énergétique et éoliennes domestiques avec un scénario de batteries

 Lettre envoyée à différents ministères dans un contexte de lobbying pour les éoliennes domestiques

Mesdames, Messieurs,

J’ai lu avec un grand intérêt votre document stratégique sur les batteries et j’adhère pleinement aux perspectives énergétiques qu’il ouvre. Le Luxembourg est le seul pays européen disposant d’une telle vision.

Je suis en train de mettre en œuvre une étape de votre concept, à savoir l’installation d’un système HEMS avec une batterie de 30 kWh, dimensionnée sur la base des données de production de mon installation photovoltaïque (en service depuis 22 ans) et de l’analyse de mes consommations horaires, journalières, mensuelles, saisonnières et annuelles. Mon objectif, à ce stade, n’est pas d’ordre économique (je suis trop âgé pour amortir un tel investissement), mais relève essentiellement d’une recherche de sécurité énergétique — dans des limites évidemment accessibles à un particulier — ainsi que d’une certaine autarcie afin d’échapper aux fluctuations des marchés de l’énergie. Si votre document constitue indéniablement une boîte à outils précieuse pour de nombreux aspects de la transition énergétique, il pourrait être éventuellement intéressant d’y intégrer d’autres paramètres complémentaires

Le point faible des énergies renouvelables réside évidemment dans les aléas de production liés à la météo et, plus largement, aux variations saisonnières. Le photovoltaïque ne suffit pas à pallier ces effets et il conviendrait, à mon avis, de promouvoir, au niveau des particuliers, les éoliennes domestiques — point que je développerai par la suite. L’Agence du climat évoque cet aspect, mais avec un enthousiasme mitigé. Cette source d’énergie n’est pas encore réellement présente dans les discussions et risque de susciter des remous si l’idée venait à se généraliser. Les avis seront partagés, comme pour les grandes éoliennes, et l’on verra surgir les mêmes émotions, réactions, préjugés et partis pris inébranlables. J’en ai fait moi-même l’expérience : ma commune prévoit de m’interdire l’installation d’une éolienne domestique verticale hélicoïdale, alors que ni le règlement des bâtisses ni la partie écrite du PAG ne mentionnent au début de la démarche de telles installations. J’ai soulevé un lièvre à mes dépens. D’une manière générale, des conflits risquent certainement de surgir dans ce contexte et il me paraît opportun de prendre les devants en réglementant, au niveau national, le secteur, probablement émergent, des éoliennes domestiques. L’intégration des éoliennes domestiques dans un concept énergétique élargi gagnerait à inclure également l’électrolyse et la pile à combustible. C’est dans cette optique que je me permets de proposer, dans une approche systémique, un modèle énergétique en cascade, fondé exclusivement sur des éléments déjà disponibles.

Vos concepts stratégiques relatifs aux batteries pourraient ainsi ouvrir la voie à une politique d’électrolyse décentralisée, alimentant des batteries communautaires et contribuant, ce faisant, à stabiliser le réseau tout en réduisant sa vulnérabilité face aux blackouts. Loin d’être une utopie, de telles configurations existent déjà depuis plusieurs années dans certaines régions du monde.

Voici quelques exemples  de telles installations :

 

D’autres exemples :

·         Orkney, Écosse (Surf ’n’ Turf & EMEC, île d’Eday) – Électrolyseur ~500 kW alimenté par éolien communautaire et énergie marémotrice ; l’hydrogène sert à l’électricité, à la chaleur et à la mobilité locales. Projet explicitement « community-led ». emec.org.uksurfnturf.org.ukOrkney.com

·         Levenmouth, Fife (Écosse) – Micro-réseau « Hydrogen Office / Levenmouth Community Energy Project » : production locale d’H₂ à partir d’éolien/PV pour alimenter bâtiments et flottes locales. Energy Institute

·         Kaisersesch, Allemagne (SmartQuart) – Quartier énergétique pilote : électrolyse (Elogen) pour produire de l’H₂ vert, stockage et usages locaux (chaleur, industrie, mobilité) au sein d’un micro-réseau hydrogène. SmartQuartElogenviessmann-climatesolutions.com

·         Dunkerque, France (GRHYD) – Démonstrateur « power-to-gas » : l’électrolyse produit de l’H₂ injecté dans le réseau de gaz d’un quartier résidentiel (chauffage/eau chaude), avec gouvernance largement publique/industrielle locale. https://www.engie.com/en/journalists/press-releases/grhyd-inaugurate-frances-first-power-to-gas-demonstrator?utm_source=chatgpt.com

·         Denham, Australie-Occidentale – Micro-réseau communautaire : 704 kW solaire, 348 kW d’électrolyse et pile à combustible 100 kW pour substituer le diesel d’un bourg isolé (en exploitation depuis févr. 2024). CSIRO ResearchWestern Australian Governmenthorizonpower.com.au

·         Utsira, Norvège (historique, mais emblématique du modèle insulaire) – Île alimentée par éolien + électrolyseur (~10 Nm³/h) avec stockage H₂ et pile à combustible pour l’autonomie locale. equinor.comScienceDirectnewenergysystems.no

ll faudrait également souligner qu’il existe aussi déjà, à l’heure actuelle, des électrolyseurs domestiques permettant aux particuliers de pallier les limites des batteries. Cependant, ceux-ci risquent encore de se heurter aussi à des refus de la part d’édiles communaux rétrogrades, qui n’ont pas compris l’importance de la transition énergétique, défi majeur de notre époque.

Dans ce sens, je me permets d’attirer l’attention sur les plus-values possibles du modèle conceptuel de gestion énergétique en cascade déjà évoqué (voir ci-après). Celui-ci présente tout d’abord un intérêt pour les particuliers ou les communautés de particuliers (voisinage, communauté locale, quartier), tout en offrant également des avantages à des collectivités plus larges, voire à l’ensemble du réseau électrique national. Les objectifs du particulier sont, bien entendu, les suivants :

·         Disposer d’une sécurité d’approvisionnement en électricité, notamment en cas de blackouts plus ou moins longs et étendus. Cela implique également de pouvoir compter sur un stockage personnel de réserves électriques pour plusieurs jours (en réduisant la consommation au strict minimum), tout en espérant que le réseau soit rétabli dans des délais raisonnables et que la production d’électricité issue des énergies renouvelables puisse apporter sa contribution durant le blackout.

·         Disposer d’une électricité la moins coûteuse possible grâce à l’autoproduction tout en réduisant au maximum la dépendance aux réseaux nationaux qui fixent leurs prix en fonction des conditions du marché.

Les fournisseurs commerciaux d’électricité ont pour objectif de vendre leur production au meilleur prix du marché, tout en veillant à stabiliser le réseau en lissant les pointes de consommation et de production (notamment renouvelable) afin d’éviter toute déstabilisation pouvant mener, entre autres, à des blackouts. Toute la complexité de la gestion d’un réseau national réside dans l’intégration des volumes d’énergie renouvelable et importée, en fonction de l’offre et de la demande. Les fournisseurs réalisent leurs bénéfices en achetant l’énergie renouvelable (notamment produite par les particuliers) à un prix faible, puis en revendant l’électricité du réseau aux consommateurs à un tarif pouvant atteindre jusqu’à dix fois ce prix d’achat. Toutefois, plus les particuliers produisent leur propre électricité, moins les gouvernements doivent mobiliser de ressources pour plafonner les prix de l’électricité et lutter contre la pauvreté énergétique.

Cependant, il n’est pas exclu que la présence de plusieurs fournisseurs d’électricité au Luxembourg introduise des risques supplémentaires pour la stabilité du réseau national, comparativement à un scénario avec un fournisseur unique. Chaque acteur disposant de ses propres stratégies d’approvisionnement (négociations sur les marchés de gros, contrats avec des producteurs, etc.), une défaillance ou une rupture chez l’un d’entre eux (ex. : défaut de paiement, problème de livraison) peut générer des déséquilibres ponctuels dans l’approvisionnement.

De plus, la multiplication des acteurs complexifie la coordination lors de situations critiques (pics de demande, pannes, etc.). Cela peut entraîner des retards ou des divergences dans la mise en œuvre des mesures nécessaires (rééquilibrage, communication, dispositifs de secours). L’arrivée de nouveaux fournisseurs peut également provoquer des variations soudaines dans les flux d’électricité (demandes imprévues, modifications de contrats de gros), tandis que le retrait d’un acteur majeur peut laisser un vide difficile à combler rapidement.

Creos, en tant que principal gestionnaire du réseau, assure toutefois une séparation fonctionnelle et juridique stricte vis-à-vis des fournisseurs, conformément à la directive européenne 2009/72/CE. Cette organisation garantit qu’en cas de défaillance d’un fournisseur, le réseau reste opérationnel et stable. Par ailleurs, l’Institut Luxembourgeois de Régulation (ILR) supervise le marché, contrôle les pratiques des fournisseurs et met à disposition des outils tels que Calculix.lu, un comparateur de prix accessible aux consommateurs. Ces instruments favorisent la transparence et une concurrence saine.

Face à ces risques, probablement limités, l’autoproduction et l’autoconsommation constituent une sécurité supplémentaire. C’est une raison de plus pour encourager leur développement, de même que la mise en place de capacités de stockage adaptées.

À l’échelle nationale, le développement d’une production et d’une gestion décentralisées de l’électricité renouvelable constitue un choix stratégique, justifié par les raisons suivantes

Elle s’inscrit d’abord dans un contexte où la consommation d’électricité est appelée à croître fortement, pour les raisons suivantes : »

·         Le transport passant à l’électrique (voiture, bus, camions, trains et autres).

·         L’électrolyse pour produire de l’hydrogène.

·         Pompes à chaleur.

·         L’acteur « Industrie » en substituant les procédés thermiques fossiles par des procédés électriques.

·         L’électronique personnelle et la domotique.

·         Chauffage et climatisation électrique.

·         Mise en œuvre de plus en plus de data server.

·         La généralisation de l’intelligence artificielle, des blockchains et des technologies de calcul intensifs.

·         Croissance de la population : plus d’habitants = plus d’appareils, d’éclairage, de transport, de chauffage/climatisation et autres facteurs.

·         Concentration urbaine : plus d’infrastructures collectives électrifiées.

·         Allongement de la durée de vie : plus de besoins liés à la santé (appareils médicaux, assistance à domicile).

·         Télétravail et activités à domicile : plus d’ordinateurs, d’écrans, de chauffage/climatisation résidentielle en journée.

·         Confort accru : climatisation dans des zones où elle n’était pas généralisée, électroménager plus nombreux et énergivore.

·         Divertissements numériques : streaming vidéo 4K/8K, réalité virtuelle, jeux en ligne et autres.

·         Augmentation du stockage énergétique (batteries domestiques, industrielles, véhicules) qui nécessite des cycles de charge/décharge et une énergie grise considérable pour la production des installations.

·         Agriculture et alimentation : serres chauffées/éclairées, aquaculture sous contrôle électrique, robotisation agricole.

·         Santé et biotechnologies : laboratoires, équipements médicaux, réfrigération spécialisée.

·         Fabrication additive (impression 3D) : production décentralisée mais énergivore.

·         Autres ?

Le Luxembourg ne va pas échapper à ces évolutions, mais est un petit pays sans ressources énergétiques notables, sauf pour les renouvelables et seulement dans une certaine mesure et encore à une échelle négligeable. Or, selon des statistiques internationales, la part des importations dans la consommation totale d’énergie du Luxembourg s’établi à quelques 95 %. La part de la production nationale dans l’énergie primaire est de quelques 4 – 5 %. La part de l’électricité consommée importé se situe à quelques 70 %.

Or certains blackouts récents au Luxembourg (Bettembourg, Frisange, Hellange et Peppange) ainsi que les cas de l’Espagne et du Portugal illustrent bien l’utilité d’une production et distribution décentralisée de l’électricité dans des îlots pouvant se couper du réseau national en cas de blackout généralisé.

Les blackouts peuvent avoir de multiples raisons :

·         Manque de capacité de production : demande plus élevée que l’offre disponible (ex. vague de froid, canicule).

·         Pannes techniques dans les centrales : défaillance d’une turbine, problème de chaudière, incident dans une centrale nucléaire, panne dans un parc éolien.

·         Arrêts imprévus : maintenance urgente ou avarie.

·         Pénurie de carburants : manque de gaz, charbon, pétrole, ou faible disponibilité d’hydraulique par sécheresse.

·         Surcharge des lignes : intensité trop élevée entraînant une mise en sécurité automatique.

·         Panne d’équipements : transformateurs, disjoncteurs, systèmes de contrôle.

·         Effet domino (cascading failure) : une ligne tombe, surcharge les autres, qui tombent à eur tour.

·         Perturbations électromagnétiques : orages solaires (tempêtes géomagnétiques) perturbant le réseau.

·         Pannes locales : câble souterrain endommagé, poste de distribution en panne.

·         Accidents : travaux publics ou chantier coupant accidentellement une ligne.

·         Conditions météo extrêmes : vent violent, neige, glace, inondations, orages détruisant les lignes basse/moyenne tension.

·         Cyberattaques : infiltration de systèmes de contrôle industriel (SCADA) pour perturber le réseau.

·         Actes de malveillance / sabotage : explosions, tirs ou vandalisme sur les infrastructures.

·         Conflits armés : destruction volontaire de centrales ou lignes.

·         Catastrophes naturelles : séismes, tsunamis, incendies de grande ampleur.

·         Mauvaise gestion du réseau : erreurs humaines ou mauvaises prévisions de la demande.

·         Propagation des pannes : dans un réseau européen interconnecté, un incident dans un pays peut se propager rapidement aux voisins.

·         Fluctuations d’énergies renouvelables : variations brutales de production éolienne ou solaire sans réserve compensatoire suffisante.

·         Défaillance des interconnexions : câbles transfrontaliers coupés ou surchargés.

J’évoque ici un exercice de réflexion autour d’un scénario géopolitique fictif : pourquoi Vladimir Poutine ne choisirait-il pas le « petit » Luxembourg pour paralyser ses infrastructures électriques et de communication par le biais de cyberattaques, afin de démontrer sa puissance face à l’Europe ? Le Luxembourg, ne disposant pas des mêmes capacités de défense que d’autres pays, apparaîtrait particulièrement vulnérable. De plus, il n’a ni la taille ni les moyens nécessaires pour apporter une réponse réellement percutante. Dans une telle situation, notre principale source de revenus publics, à savoir la place financière, serait la première touchée. Adieu, dès lors, la prospérité luxembourgeoise car si de tels événements devaient se répéter, quelle institution financière choisirait encore de rester au Luxembourg ? Or, une décentralisation énergétique réduirait considérablement les risques ainsi que les conséquences d’une telle attaque.

C’est pourquoi, en anticipant le développement de mon modèle, il conviendrait dès à présent de mettre en place une décentralisation des sources énergétiques, notamment au Kirchberg et dans les autres pôles financiers. Une telle politique de sécurité pourrait d’ailleurs constituer un facteur supplémentaire d’attractivité pour inciter de nouvelles institutions à s’implanter au Luxembourg.

Pourquoi le Luxembourg échapperait-il à de telles situations ? Par ailleurs, étant étroitement intégré dans de nombreux réseaux européens, toute défaillance survenant dans un autre pays se répercuterait facilement sur son territoire. Ainsi, si l’Allemagne devait subir une cyberattaque paralysant son réseau électrique, le Luxembourg en serait directement affecté.

On connaît les difficultés liées à l’implantation d’éoliennes de plusieurs mégawatts ainsi que la durée nécessaire pour finaliser de tels projets. La production décentralisée par de petites entités domestiques apparaît donc comme une solution pertinente, du moins pour les particuliers. Il serait souhaitable de produire un maximum d’électricité à partir de sources renouvelables (photovoltaïque et éoliennes, y compris domestiques) et de la stocker dans des installations adaptées : batteries de différentes capacités selon les besoins, ainsi que réservoirs d’hydrogène issus de systèmes d’électrolyse décentralisés, afin d’alimenter des piles à combustible.

Cependant, un système décentralisé impliquant les particuliers ne peut fonctionner que si les batteries sont régulièrement alimentées par les énergies renouvelables tout au long de l’année. Or, la production renouvelable est par nature intermittente et ne permet pas d’établir des prévisions stables. À l’état actuelle, il sera donc toujours nécessaire de maintenir des capacités de production électrique en veille afin de pallier les insuffisances ponctuelles des renouvelables. Actuellement, ces installations reposent encore majoritairement sur les énergies fossiles, à l’exception notable de la France.

L’autoconsommation, même sans batteries, présente certes des avantages, mais aussi des inconvénients. En pratique, il existe des moments de la journée où l’installation photovoltaïque produit de l’électricité non consommée, qui est alors injectée dans le réseau contre une faible rémunération. À l’inverse, aux heures de forte consommation (souvent en fin de journée ou en soirée), la production photovoltaïque ne suffit pas et le particulier doit s’approvisionner auprès de Creos / Enovos (ou d’un autre fournisseur) à un tarif relativement élevé. Grâce à cet écart entre les prix de rachat et de vente, le fournisseur y trouve largement son avantage.

L’analyse de la consommation et de la production horaires de mon installation photovoltaïque (à titre d’exemple le 3 juillet) met clairement en évidence ces déséquilibres entre offre et demande du particulier. La récurrence de ces situations m’a conduit à installer prochainement un système de gestion énergétique domestique (HEMS), couplé à une batterie de 30 kWh, afin d’optimiser l’autoconsommation, de réduire les injections peu rémunérées dans le réseau et de limiter les achats d’électricité aux heures de forte demande.

Dans le cas du 3 juillet, les graphiques reflètent principalement l’augmentation de la demande en soirée, liée notamment à la recharge d’un véhicule plug-in hybride, ainsi qu’à l’utilisation simultanée d’équipements domestiques tels que la télévision, l’ordinateur et le chauffe-eau thermodynamique.

Heureusement, j’ai bénéficié pendant 20 ans d’un système de subsides généreux, qui rendait plus avantageux de ne pas pratiquer l’autoconsommation. Mais depuis la fin de ces subventions et lors de mon passage à l’autoconsommation, l’installation de batteries sur une installation photovoltaïque déjà existante (Nachrüstung) n’était pas subventionnée — du moins jusqu’à récemment. Or, l’installation d’une batterie sans subvention demeure assez onéreuse. Je dois cependant avouer que la lecture des projets de loi à ce sujet ne me donne pas beaucoup d’espoir pour une subventions substantielle de mon nouveau système HEMS avec ma batterie de 30 KWh.

L’analyse de la production et de la consommation mensuelles sur une année met clairement en évidence les inconvénients saisonniers. Les graphiques suivants illustrent cette situation :

 

Production PV Leick de juin 2024 à mai 2025

Consommation électricité Leick de juin 2024 à mai 2025

 

De novembre à mars (automne-hiver), un système d’approvisionnement basé sur les énergies renouvelables ne peut fonctionner de manière optimale si l’électricité provient essentiellement d’installations photovoltaïques.

Si on considère que la production photovoltaïque a progressé en 2024 pour atteindre environ 360 GWh (selon l’IRL) au niveau national et serait encore plus élevée en 2025, elle ne représente encore que moins de 8 % de la consommation électrique brute. Des ordres de grandeur similaires s’appliquent à la production d’électricité éolienne. Mais selon les sources, ces chiffres peuvent varier. L’autoconsommation serait d’un ordre de grandeur 200 GWh. Augmenter l’autoproduction et l’autoconsommation de l’électricité ne va donc pas résoudre le problème énergétique du Luxembourg.

Mais il y a un réel intérêt à promouvoir et à optimiser l’autoproduction d’énergies renouvelables par/pour les particuliers pour leur propre aisance et sécurité car la consommation de l’électricité ne va pas diminuer si on en considère les usages au niveau des particuliers : conservation des aliments, cuisine, linge, éclairage, pompe à chaleur pour le chauffe-eau et le chauffage, ventilation et climatisation, l’électronique personnelle et commune, domotique, voiture électrique, télétravail, entretien du linge et autres.

La réalisation de projets d’autoproduction au niveau des particuliers est bien plus rapide et moins coûteuse que l’installation d’éoliennes de plusieurs mégawatts, notamment en ce qui concerne le réseau électrique, puisque l’infrastructure existante ne nécessite pas de transformations majeures. Pourtant, l’importance des grandes éoliennes est souvent mise en avant et justifiée lors de la mise en service d’une nouvelle unité de plusieurs mégawatts (par exemple 3 MW), en proclamant qu’elle pourra alimenter environ 2 000 ménages en électricité.

Or, pour fournir de l’électricité à l’ensemble des 260 000 ménages du Luxembourg uniquement par le biais d’éoliennes de 3 MW, il en faudrait environ 140, sur la base d’une consommation moyenne de 3 500 kWh/an. À l’heure actuelle, on compte environ 72 éoliennes installées dans le pays ; il faudrait donc doubler ce chiffre.

Dès lors, il paraît tout aussi pertinent — sinon plus — de promouvoir une autoproduction optimisée et décentralisée, mobilisant l’ensemble de toutes les sources d’énergies renouvelables disponibles, et ce par tous les moyens.

 

Les variations saisonnières précédemment mentionnées m’ont incité à développer un projet d’installation d’une éolienne domestique verticale hélicoïdale de plusieurs kWc, afin de compenser la moindre production de mon installation photovoltaïque durant la mauvaise saison. Lorsque j’ai entamé les discussions à ce sujet avec ma commune, en novembre dernier, aucun problème ne s’était posé, tout simplement parce qu’aucune disposition n’était prévue dans le règlement des bâtisses ni dans le PAG partie écrite. Mais en réalité, j’ai soulevé un lièvre : les autorités communales ont alors travaillé sur le MoPo afin d’interdire à l’avenir l’installation d’éoliennes dans le périmètre, sauf pour les BEP. Voici le texte transmis au Ministère de l’Intérieur :

ART. 12.5. ÉOLIENNES

L’installation d’éoliennes est autorisée uniquement en Quartier de bâtiments et d’équipements publics [QE-BEP]. Les éoliennes sont interdites dans les autres zones à l’intérieur du périmètre d’agglomération.

Ce qui saute immédiatement aux yeux, c’est que la commune s’octroie des droits et avantages qu’elle n’accorde pas au citoyen, ce qui constitue d’office une discrimination avec des pertes financières importantes pour le citoyen.

J’ai analysé les textes d’autres communes et aucune n’a pris une décision comparable, ni même évoqué la question des éoliennes domestiques. Je m’interroge donc sur les motivations particulières qui ont conduit les instances communales de Fischbach à adopter une telle position. Le résultat est néanmoins clair : si la commune ne revient pas sur sa décision, mon projet d’éolienne domestique ne pourra pas aboutir. Cela étant, je reconnais pleinement la légitimité pour une commune de définir un cadre raisonnable pour l’installation d’éoliennes domestiques. Le choix d’une éolienne verticale hélicoïdale n’est d’ailleurs pas fortuit : ce modèle présente de nombreux avantages, peu d’inconvénients et son impact esthétique est comparable à celui d’une cheminée.

Mais je reviendrai plus loin sur ce problème en approfondissant d’autres aspects.

C’est l’une des raisons pour lesquelles je vous adresse cette lettre. Je suis convaincu qu’il serait souhaitable d’encadrer l’installation d’éoliennes domestiques dans un cadre réglementaire national, afin d’éviter des approches communales hétérogènes pouvant freiner la transition énergétique. Un tel cadre garantirait à la fois la cohérence des politiques publiques, la sécurité juridique pour les citoyens et la prise en compte des impératifs liés à l’esthétique, à l’urbanisme et à l’acceptabilité locale.

Par ailleurs, l’installation d’éoliennes domestiques trouve naturellement sa place dans mon modèle de gestion énergétique en cascade, que je me permets de détailler ci-après.

Le modèle proposé repose sur une approche bottom-up, fondée sur l’énergie renouvelable produite par les particuliers ainsi que par d’autres entités de moindre envergure que les exploitants d’éoliennes de plusieurs mégawatts. Ce modèle prend également en compte les avantages liés à l’intégration d’éoliennes domestiques dans le cadre de la transition énergétique.

Il est évident que ce contexte s’applique essentiellement aux particuliers et à la vie quotidienne, sans concerner directement la sphère publique ni les grands secteurs économiques tels que le transport, l’industrie, les centres de données, l’intelligence artificielle, la blockchain, le calcul intensif, la croissance démographique et infrastructurelle, ou encore l’agriculture, la gestion de l’eau, la santé et la longévité. Les enjeux à ce niveau relèvent d’une autre échelle et exigent des moyens différents dans le cadre de la transition énergétique — par exemple, le recours à des SMR rapides (Small Modular Reactors.

Même si je risque de susciter des réactions indignées, il convient de rappeler certains traits caractéristiques des SMR :

• Puissance réduite : leur puissance est plus faible (50 à 300 MWé), ce qui limite la quantité d’énergie à gérer en cas d’incident par rapport à une centrale de plus de 1 000 MWé.
• Conception modulaire et standardisée : fabriqués en usine, ils intègrent des systèmes de sécurité dès la conception, avec une moindre variabilité entre sites, réduisant ainsi les risques d’erreurs locales.
• Sécurité passive : beaucoup de SMR (y compris les réacteurs rapides) sont conçus pour se refroidir automatiquement grâce à la convection naturelle, sans apport externe d’électricité ni intervention humaine, ce qui diminue le risque de fusion du cœur.
• Valorisation du combustible usé : les SMR rapides sont capables d’utiliser préférentiellement des combustibles déjà irradiés et apparaissent prometteurs pour "brûler" une partie des déchets à vie longue. En effet, les réacteurs rapides utilisent des neutrons rapides plutôt que thermiques. Cette physique particulière leur permet de fissionner non seulement l’uranium-235, mais aussi le plutonium et d’autres actinides (neptunium, americium, curium), présents dans les combustibles usés et responsables de la radiotoxicité à très long terme. En les « brûlant », un réacteur rapide peut réduire à la fois le volume et la durée de vie des déchets ultimes. De plus, il peut fonctionner avec de l’uranium appauvri — issu en grande quantité de l’enrichissement — et contribue ainsi à une meilleure valorisation des ressources.

Les SMR rapides pourraient sembler adaptés à la taille du Luxembourg (puisque les deux sont « petits » 😊), mais la population n’est certainement pas prête à accepter une telle idée. En revanche, si l’on cherchait à résoudre les problèmes énergétiques du pays uniquement par les énergies renouvelables, il faudrait s’interroger sur l’aspect que prendrait alors notre beau Luxembourg.

Techniquement, en combinant le photovoltaïque sur toitures, grandes toitures et parkings, l’utilisation de friches, un peu d’éolien (là où cela reste acceptable), ainsi que du stockage, de la flexibilité, des effacements et des interconnexions, le Luxembourg pourrait viser une couverture domestique très élevée de sa demande annuelle.

Toutefois, sur le plan opérationnel, atteindre 100 % de couverture à chaque heure reste peu réaliste sans un recours massif au stockage, à une gestion active de la demande et aux échanges transfrontaliers — ce qui correspond d’ailleurs déjà à la logique du marché électrique européen.

Mais revenons aux particuliers et leur confort résultant de la consommation d’électricité provenant de l’autoproduction, sujet principal du présent document.

Cascade énergétique à partir d’énergies renouvelables au niveau des particuliers :

Description de la cascade et de ses boucles

·         production individuelle d'électricité (photovoltaïque + éolienne domestique + autre ?)

·         consommation directe en cas de besoin

·         s’il y a un surplus de production -> stockage dans une batterie individuelle

·         s’il y a encore un surplus et si la batterie est pleine-> stockage dans une batterie collective décentralisée

·         s’il y a encore surplus -> électrolyse et stockage d’hydrogène dans une installation décentralisée (électrolyseur et pile à combustible.

·         si la batterie collective décentralisée se vide parce que la production individuelle ne fournit pas assez d’électricité pour l’alimenter, la pile à combustible va la recharger sous réserve qu’il y ait assez d’hydrogène disponible

·         si la batterie collective et les réserves d’hydrogène sont épuisées, le réseau national va approvisionner en dernière instance les consommateurs en remplissant la batterie collective. La batterie collective serait la première source d'approvisionnement collective centrale  (en dehors des batteries individuelles) pour des raisons de stabilité du réseau, au lieu de prendre l’électricité directement sur le réseau national. Une pile à combustible veillera toujours à ce que la batterie collective sera pleine si les réserves d’hydrogène sont suffisantes.

·         si les réservoirs d’hydrogène et la batterie collective sont pleines, le surplus d’électricité sera injecté dans le réseau national.

·         si la production individuelle est insuffisante (en hiver par exemple parce que la PV et l’éolienne domestique ne fournissent pas assez d’électricité) le membre de la collectivité consommera son électricité à partir de la batterie collective.

·         si la batterie collective se vide et si la pile à combustible n'arrive plus à la remplir, la batterie collective sera alimentée par le réseau extérieur. Cette démarche va contribuer à stabiliser le réseau national.

Le réseau national ne serait sollicité qu’en dernier recours si les batteries collectives sont vides. À cet égard, j’ai ajouté à la fin du document une réflexion sur les avantages d’un système en cascade décentralisé avec des moyens de stockage, ainsi que sur les opportunités offertes par le marché spot lorsque le fournisseur dispose de capacités de stockage.

Les grandes étapes conceptuelles de ce schéma sont les suivantes :

·         Production individuelle

·         Gestion des surplus individuels

·         Restitution d’énergie

·         Gestion des surplus collectif

Les avantages de ce modèle sont les suivants :

·         Maximisation de l’autoconsommation (individuelle puis collective).

·         Hiérarchisation claire des priorités (du plus local vers le plus global).

·         Stockage multi-niveaux : batteries (rapide, rendement élevé) + hydrogène (long terme, saisonnier).

·         Contribution à la stabilité du réseau national : la batterie collective sert de tampon.

·         Résilience : plusieurs sources d’énergie et de stockage limitent les risques de panne.

 

Le Schéma d’un tel système pourrait être le suivant :

Mais je voudrais rendre attentif à certains aléas dont on ne parle jamais : la garantie que ces installations fonctionnent correctement au moins pendant une période minimale. Comment garantir que les installations puissent être réparées en cas de besoin, que les pièces de rechange sont disponibles et qu’il y ait suffisamment de techniciens compétents pour toutes ces opérations. Doit-on se fier au marché pour produire ces garanties, ou la politique doit-elle prendre certaines dispositions ? Si des investissements substantiels sont réalisés et qu’il devient impossible de réparer les installations après quelques années, tout cet édifice risque de s’effondrer, ne laissant derrière lui que des ruines industrielles.

Les aléas principaux peuvent être les suivants :

1. Durée de vie réelle des équipements
• Les fabricants annoncent souvent 20–25 ans pour le photovoltaïque, 10–15 ans pour les batteries, mais dans la réalité cela dépend énormément de l’usage, du climat, de la qualité d’installation.
• Sans mécanisme de suivi et d’audit, la "garantie théorique" peut ne pas se réaliser.
2. Disponibilité des pièces de rechange
• Risque de dépendance à des chaînes d’approvisionnement mondiales (ex. cellules PV en Asie, lithium, platine pour électrolyseurs/piles H2).
• Délais longs en cas de rupture d’approvisionnement.
3. Compétences techniques locales
• Il faut des techniciens pour installer, diagnostiquer, entretenir, remplacer.
• Risque de “goulot d’étranglement” si le marché se développe vite mais que la main-d’œuvre qualifiée n’est pas formée en parallèle.
4. Continuité de service
• Si une pièce clé tombe en panne (convertisseur, contrôleur de charge, électrolyseur ou autre), tout un maillon de la chaîne peut être bloqué.

On peut s’imaginer les dispositions / mécanismes suivants :

Garanties de performance et maintenance obligatoire

• Contrats de maintenance longue durée (type "service after-sale obligatoire" comme dans l’automobile).
• Imposer une garantie minimale de disponibilité (ex. 95 % du temps sur 10 ans) avec pénalités financières si non respectée.
• Certification des installateurs et obligation de suivi annuel.

2. Politique industrielle & sécurisation des pièces

• Constituer stocks stratégiques de pièces de rechange pour les composants critiques (comme pour le gaz ou le pétrole).
• Favoriser une production locale de certaines pièces (batteries, convertisseurs, logiciels de pilotage).
• Exiger des fabricants une durée de disponibilité des pièces (ex. 15 ans minimum, comme dans certains règlements européens sur l’électroménager).

3. Formation et filière technique

• Programmes publics pour former rapidement des techniciens spécialisés en énergie décentralisée.
• Labels de compétence (ex. "QualiPV" en France) à généraliser et renforcer.
• Coopératives locales qui entretiennent les installations de leurs membres.

4. Rôle du marché vs rôle de l’État

• Le marché seul ne garantit pas ces conditions → il optimise le coût immédiat, pas la résilience.
• La politique peut agir via :
• Normes minimales (durée de garantie, disponibilité des pièces).
• Subventions conditionnées au respect de critères de durabilité.
• Incitations fiscales pour les entreprises qui fabriquent ou entretiennent localement.
• Coopératives énergétiques soutenues par les collectivités locales pour mutualiser la maintenance.

Ainsi, le marché peut organiser une partie (contrats de service, concurrence entre fabricants). Mais seule une intervention politique (normes, régulation, soutien à la formation et à la production locale) peut garantir à long terme la fiabilité, éviter les dépendances et créer un écosystème robuste.

D’ailleurs, un tel créneau de consolidation pourrait représenter une véritable opportunité en matière de recherche, d’innovation et d’industrialisation ,sans parler des avantages sur le marché de l’emploi. Le Luxembourg accueille déjà sur son territoire une entreprise qui fabrique des panneaux solaires en joint-venture avec une société étrangère. Pourquoi ne pas suivre le même modèle en incitant une ou plusieurs entreprises à produire des HEMS au Luxembourg ?

Pour ma part, j’ai choisi — pour diverses raisons — la société allemande E3/DC, qui a développé son propre système HEMS et fabrique l’ensemble de ses produits en Allemagne. E3/DC fait partie du groupe Hager Energy depuis 2018. D’après certaines recherches, les composants des systèmes E3/DC proviendraient exclusivement d’Allemagne. De ce fait, l’entreprise est moins exposée au risque de voir ses activités entravées par des facteurs géopolitiques (Chine, États-Unis, Russie).

Le groupe Hager dispose de 23 sites de production répartis dans plusieurs pays : Allemagne, France (à Obernai, le plus grand site de production et siège du groupe), Pologne, Espagne, Italie, Suisse, Royaume-Uni, Brésil, Inde et Hongrie. Pourquoi le groupe Hager n’implanterait-il pas également une unité de production au Luxembourg, ne serait-ce que pour des raisons fiscales, même si leur site principal à Obernai se trouve à proximité du Grand-Duché ? Après tout, Amazon est bien implanté au Luxembourg.

Par ailleurs, le groupe Hager a obtenu le niveau « Ecovadis Platinum », distinction qui évalue la performance en matière d’environnement, de droits humains et sociaux, d’éthique et d’achats responsables. Je cite ce groupe que j’ai découvert récemment à titre d’exemple, car je trouve que sa constellation industrielle est particulièrement bien conçue.

Le Luxembourg accueille déjà des activités financières, logistiques et numériques (Amazon, centres de données, satellites). L’ajout d’une composante industrielle supplémentaires liée à la transition énergétique renforcerait la résilience économique ainsi que l’image « verte » du pays. Situé au cœur de l’UE, à proximité de l’Allemagne (Bade-Wurtemberg, Rhénanie) et de la France (Alsace, Obernai), le Luxembourg occupe une position idéale pour développer des partenariats industriels transfrontaliers. Il convient également de souligner que des synergies logistiques existent déjà (autoroutes, réseau ferroviaire, fret aérien). Enfin, même si l’UE a durci la fiscalité, le Luxembourg demeure très attractif pour l’implantation de sièges sociaux et de centres de R&D.

Le groupe Hager pourrait être un bon candidat pour une telle politique. Il présente d’abord un gage de confiance industrielle : groupe d’origine familiale, il reste fortement enraciné en Europe, contrairement à de nombreux acteurs dépendants de l’Asie. Le groupe possède également une solide expérience en matière de diversification géographique, puisqu’il est déjà implanté dans dix pays avec un modèle de production décentralisée. Son expertise technique est confirmée : il maîtrise l’ensemble de la chaîne des HEMS grâce à E3/DC. Enfin, bien que son site d’Obernai (Alsace) ne se situe qu’à deux heures du Luxembourg, l’implantation d’une unité de production et/ou d’un centre de R&D au Grand-Duché pourrait apporter des avantages sans bouleverser la logistique. Ces éléments relèvent de réflexions stratégiques à long terme. L’exercice virtuel que j’ai proposé n’a vocation qu’à illustrer le problème et une solution possible.

Le Luxembourg pourrait lui-même constituer un hub ou cluster des énergies décentralisées, regroupant fabricants, installateurs, chercheurs et collectivités, avec des incitations à la R&D et à la production de composants stratégiques (HEMS, batteries, logiciels embarqués), sans oublier d’éventuels avantages pour les investissements industriels verts. Le pays offre également des soutiens à la recherche et à l’innovation à travers des coopérations avec l’Université du Luxembourg (énergie, informatique, IA) ainsi que des partenariats avec le Luxembourg Institute of Science and Technology (LIST) pour développer de nouvelles générations de HEMS. Enfin, le Luxembourg pourrait promouvoir le développement de zones pilotes (quartiers intelligents) destinées à expérimenter les HEMS produits localement. Avec un tel narratif, le pays pourrait se positionner comme un véritable « hub européen des systèmes énergétiques décentralisés et intelligents ». De la même manière qu’il a su attirer Amazon, le Luxembourg pourrait jouer la carte Hager / E3DC et les HEMS, ce qui permettrait d’ancrer une industrie verte sur son territoire, de réduire les risques géopolitiques liés aux chaînes d’approvisionnement et de donner au pays une nouvelle identité économique alignée sur la transition énergétique.

La même réflexion s’applique à la fabrication des éoliennes domestiques, dont la plupart proviennent de Chine et offrent souvent une qualité perfectible (pour user d’un euphémisme), sans parler des difficultés liées à la réparation, aux garanties, aux pièces de rechange et à d’autres aspects pratiques. Je parle d’expérience : ayant testé une éolienne domestique chinoise, j’ai constaté qu’elle ne correspondait pas aux performances annoncées.

Si les éoliennes domestiques venaient à se généraliser, elles pourraient constituer un créneau supplémentaire d’industrialisation pour le Luxembourg. L’exportation pourrait également devenir significative, compte tenu du faible nombre de fabricants en Europe.

Je m’interroge dès lors : le développement d’une éolienne est-il véritablement si complexe, puisqu’il repose finalement, à la base, sur un alternateur semblable à ceux que l’on trouve dans les voitures hybrides ou à essence ? Et pourquoi ne pas s’inspirer — pour ne pas dire “pirater” — des concepts existants en matière de design de pales, sachant qu’il existe déjà en plus en Europe des firmes hautement compétentes dans la conception de pales pour les grandes éoliennes. 😊

On peut établir une analogie avec l’informatique pour illustrer le problème de la maintenance : certains systèmes ne sont plus supportés, souvent pour des raisons commerciales visant à inciter l’utilisateur à acheter les dernières versions, alors même que les anciens systèmes fonctionnaient très bien et répondaient encore aux besoins. En cas d’évolutions ou de développements, rien n’empêche un nouvel utilisateur d’adopter le système le plus récent, même si une grande partie des fonctionnalités proposées ne lui est pas indispensable. De la même façon, un utilisateur déjà équipé peut choisir de migrer vers le nouveau système si les fonctionnalités supplémentaires l’intéressent particulièrement.

Selon le document stratégique relatif aux batteries, la batterie collective pourrait prendre différentes dimensions en fonction des situations et des opportunités :

• autoconsommation d’une communauté énergétique de voisins (périmètre d’environ 100 mètres),
• autoconsommation énergétique locale (périmètre d’environ 300 mètres),
• autoconsommation à l’échelle d’un quartier avec des batteries partagées,
• autres configurations possibles.

On peut envisager l’installation d’électrolyseurs à tous les niveaux de stockage par batteries, lorsqu’il existe un risque que la production excédentaire dépasse leurs capacités.
Les acteurs d’une telle constellation peuvent être variés : particuliers, communautés de particuliers, fournisseurs commerciaux d’électricité, communes, etc.

On pourrait également imaginer des réseaux de batteries permettant de transférer les excédents issus de petites unités vers des batteries de plus grande capacité — par exemple, l’électricité excédentaire d’une communauté de voisins vers une batterie de quartier intégrant elle-même un système d’électrolyse.

De même, l’excédent d’électricité provenant de différents types de batteries interconnectées, notamment celles des quartiers, pourrait être pris en charge par Enovos ou un autre fournisseur pour l’électrolyse, en assurant la gestion d’une pile à combustible.

Ce schéma ne préconise pas une politique systématique de déploiement d’électrolyseurs à tous les niveaux. L’installation d’un électrolyseur n’a de sens qu’en fonction des rapports entre production et consommation d’électricité, quelle que soit la configuration des batteries. Un particulier équipé d’une installation photovoltaïque de 5 kWc n’aurait probablement pas besoin d’un électrolyseur domestique. En revanche, un particulier disposant d’une installation de 30 kWc pourrait envisager utilement un électrolyseur afin de compenser les variations saisonnières de sa production. L’électrolyse prendra sans doute davantage de sens au niveau des batteries d’une communauté locale ou d’une batterie de quartier. Elle pourrait également être opportune pour les installations photovoltaïques de grande envergure des exploitants agricoles, qu’il s’agisse de panneaux installés sur les bâtiments d’exploitation ou intégrés dans des projets d’agrivoltaïsme. Le Luxembourg dispose d’un potentiel considérable pour l’installation de panneaux photovoltaïques, en particulier sur les toitures des bâtiments industriels et sur les parkings, en synergie avec l’électrolyse.

Au niveau individuel, j’ai eu une discussion à ce sujet avec une conseillère de l’Agence du climat, qui cherchait à me convaincre qu’une capacité de 30 kWh était excessive et que l’agence ne recommande que des capacités de 10 kWh. J’ai toutefois eu l’impression que son raisonnement restait centré sur un premier niveau d’analyse, sans intégrer certaines considérations plus larges.  En effet, le soleil ne brille pas tous les jours et il est utile de disposer de plusieurs jours de réserve afin de couvrir les consommations minimales d’électricité, comme celles d’un réfrigérateur, d’un congélateur, des plaques de cuisson, de l’éclairage ou encore d’un chauffe-eau thermodynamique. Certes, ce raisonnement ne s’applique pas forcément dans le cas d’une maison équipée d’une pompe à chaleur assurant à la fois le chauffage et l’eau chaude, sans parler du chargement d’un véhicule 100 % électrique.

En revanche, un système de chauffage au mazout traditionnel pourrait encore fonctionner avec une batterie de moindre capacité, car il ne requiert que très peu d’électricité. Sur le plan de la sécurité énergétique, il convient de souligner qu’un système HEMS déconnecte automatiquement l’installation domestique du réseau national en cas de blackout, tout en permettant de continuer à utiliser l’électricité normalement dans la maison. Sans HEMS, l’usage d’une batterie rend la mise en œuvre plus complexe et contraignante et nécessite malgré tout des équipements spécifiques : un onduleur hybride avec fonction grid-forming, un dispositif de découplage du réseau, un tableau dédié aux « circuits critiques », une puissance de pointe suffisante pour les démarrages de moteurs, ainsi que des protections adaptées. Je peux témoigner que de telles coupures prolongées ne sont pas agréables : il y a trente-cinq ans, nous avons vécu trois jours sans électricité en pleine campagne, avec de jeunes enfants. Heureusement, nous disposions d’un poêle à bois et d’un camping-gaz, mais la vie quotidienne n’en restait pas moins très frugale.

Il faut vraiment insister sur la pertinence d’un système HEMS (et vous n’êtes certainement pas sans le savoir) en cas de blackout — comme cela s’est produit en Espagne et au Portugal. Comme déjà mentionné, le 28 avril 2025, une panne de courant a touché l’Espagne, le Portugal, l’Andorre ainsi que certaines zones du sud-ouest de la France, affectant plus de 50 millions de personnes. L’interruption de l’alimentation électrique a duré environ dix heures dans la majorité des cas, avec toutefois des disparités selon les régions.

En juillet 2025, une coupure d’électricité est survenue dans le sud du Luxembourg (Bettembourg, Frisange, Hellange et Peppange). Elle a duré environ une heure et a été causée par un incident technique.

Pour illustrer les conséquences d’une coupure d’électricité, rappelons, par analogie, les perturbations survenues lorsque le système de la Poste a été victime d’une cyberattaque. Les problèmes de communication à l’échelle nationale ont duré plusieurs heures et ont eu des répercussions néfastes, notamment sur la gestion des urgences. Or, au lieu d’une cyberattaque, il aurait tout aussi bien pu s’agir d’une coupure d’électricité de quelques heures.

Rappelons quelques statistiques concernant le Luxembourg. Le pays a été frappé par une panne géante le 2 septembre 2004, causée par une coupure de la ligne d’importation depuis l’Allemagne. Ce blackout a notamment affecté le système bancaire et demeure l’un des rares cas de panne à grande échelle. Plus couramment, le Luxembourg est confronté à des coupures fréquentes mais généralement de courte durée, provoquées par des incidents techniques, des intempéries ou des dégâts matériels. On en a recensé 59 en 2022, contre 68 en 2020, et un pic à 88 en 2021, année marquée par d’importantes inondations. En revanche, je n’ai pas trouvé de statistiques disponibles pour 2023, 2024 et 2025.

Selon une étude scientifique récente, la base de données la plus complète sur les pannes d’électricité recense 478 incidents majeurs et 5 981 défaillances sur une période de 30 ans à l’échelle européenne. (https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2542435123003665?utm_source=chatgpt.com ).

Un blackout a des conséquences directes sur la vie quotidienne : télécommunications, systèmes financiers et bancaires, santé et hôpitaux, transports, approvisionnement et autres. Il a également des répercussions systémiques sur les plans économique et sécuritaire. En tant que siège de nombreuses institutions financières et de data centers, le Luxembourg pourrait voir sa réputation de fiabilité fragilisée.

Revenons au niveau du particulier dans le cadre de son autoproduction énergétique avec un système HEMS associé à une batterie ou intégré dans un réseau de batteries. Il va de soi que sa facture d’électricité sera, de manière générale, moins élevée s’il ne doit pas tirer l’ensemble de son électricité du réseau national grâce à ce système (HEMS et batterie), tout en étant ainsi un peu moins dépendant des prix du marché.

L’objectif est d’alimenter mon HEMS le plus possible par mes propres moyens. C’est dans cette optique que j’ai commencé à élaborer un projet d’installation d’une éolienne domestique hélicoïdale verticale afin de compléter ma production photovoltaïque. Je reviendrai ultérieurement sur les avantages d’un tel dispositif. On se retrouve en effet souvent, surtout en hiver, dans une situation où l’ensoleillement est réduit mais où les vents sont plus forts que par beau temps au printemps et en été.

Et c’est alors que mes problèmes ont commencé de manière inattendue. Lorsque j’ai lancé ce projet en décembre de l’année dernière, il n’existait aucun règlement, ni au niveau national ni au niveau communal, interdisant une telle installation. Dans ce cadre, j’avais analysé (à l’aide de l’IA) les règlements de bâtisse ainsi que la partie écrite des PAG/PAP de l’ensemble des communes du Luxembourg.

Pour être certain de ne pas faire fausse route avec mon projet, j’ai discuté avec les instances communales (commune de Fischbach) qui, jusque-là, ne s’étaient jamais penchées sur cette question. Je leur ai donc mis la puce à l’oreille et, malheureusement, les autorités communales de Fischbach ont décidé, dans le cadre du MoPo, de prévoir l’interdiction de l’installation d’éoliennes dans le périmètre, sauf pour les BEP. Le texte de la modification de l’article concerné a été transmis au ministère de l’Intérieur dans le cadre du MoPo. La partie écrite du PAP-QE de la proposition de changement inclurait un nouvel article 12.5 relatif aux éoliennes.

ART. 12.5. ÉOLIENNES

L’installation d’éoliennes est autorisée uniquement en Quartier de bâtiments et d’équipements publics [QE-BEP]. Les éoliennes sont interdites dans les autres zones à l’intérieur du périmètre d’agglomération.

Mon projet d’éolienne comme source supplémentaire d’énergie renouvelable battait alors (et bat toujours) de l’aile, au point de risquer d’être anéanti. Mais peut-être reste-t-il encore un peu d’espoir. Je dois avouer que j’ai raté le coche en n’introduisant pas à temps une réclamation concernant le MoPo, même si je doute fort que cela aurait changé quelque chose. J’ai donc pris contact de manière informelle avec le Département de l’Aménagement communal et du Développement urbain du ministère de l’Intérieur, dans l’espoir de le sensibiliser au problème et que la Cellule d’évaluation du MoPo nuance, dans son avis, la proposition de l’article 12.5 de ma commune.

 

C’est dans le même esprit que je vous soumets ce document. Si vous le jugez pertinent, il pourrait être opportun que le ministère de l’Énergie et le ministère des Affaires intérieures se concertent afin d’énoncer certaines directives favorables à la transition écologique, notamment une stratégie détaillée assortie de dispositions légales et réglementaires relatives aux éoliennes domestiques. Selon le contenu de ces dispositions, un règlement communal en matière de bâtisses ne pourrait, par exemple, pas prévoir de règles plus restrictives que celles fixées par un texte ministériel autorisant expressément l’installation d’éoliennes domestiques comme un droit, et ceci en vertu du principe de la hiérarchie des normes juridiques.

En revenant au MoPo, il convient de souligner que la modification proposée comporte plusieurs aspects discriminatoires :

En premier lieu, pourquoi la commune s’arrogerait-elle le droit d’ériger des éoliennes dans les BEP situés dans le périmètre, afin de produire et de consommer de l’électricité à un moindre coût que le citoyen lambda ? Une éolienne construite dans un BEP n’occasionne pas moins de nuisances et n’est pas plus esthétique qu’une éolienne identique érigée à proximité, sur un terrain privé. Il s’agit donc clairement d’une discrimination du citoyen par rapport à la commune.

ela signifie également, en toute logique, que les propriétaires de terrains situés à la limite du périmètre pourraient y ériger des éoliennes domestiques à volonté, pour autant qu’une telle construction ne contrevienne pas à d’autres règlements. En poussant le raisonnement à l’extrême, le périmètre d’une commune pourrait ainsi se retrouver entouré d’une chaîne d’éoliennes domestiques. À la rigueur, on pourrait même considérer une telle chaîne d’éoliennes comme une œuvre d’art paysager 😊, à condition que le(s) modèle(s) choisi(s) soi(en)t esthétiques.

L’interdiction d’ériger des éoliennes domestiques constitue une atteinte au principe d’égalité de traitement entre citoyens/résidents d’une même commune. En effet, une telle mesure engendre une discrimination indirecte en créant plusieurs catégories de citoyens :

• ceux dont le toit est favorablement orienté et permet l’installation de panneaux photovoltaïques avec de bons rendements,
• ceux dont le toit est défavorablement orienté et ne permet pas d’obtenir des rendements satisfaisants,
• ceux dont la conception du toit, en raison de sa structure, empêche ou limite fortement l’installation de panneaux photovoltaïques,
• ceux dont le toit est majoritairement ombragé par des obstacles extérieurs, indépendants de leur propre propriété,
• et d’autres situations similaires.

Une telle interdiction place donc certains citoyens dans une position manifestement désavantageuse par rapport à d’autres, en leur refusant l’accès à une alternative énergétique (l’éolien domestique) qui pourrait compenser leur impossibilité ou leur difficulté d’accéder à l’énergie solaire. Elle contrevient ainsi au principe de non-discrimination et à l’égalité devant la loi.

Ainsi peut-on reformuler le contexte juridique et administratif de la manière suivante. L’argument juridique est fondé sur le principe d’égalité et de non-discrimination.

1. Atteinte au principe d’égalité de traitement

L’interdiction générale et absolue d’ériger des éoliennes domestiques crée une rupture d’égalité entre les citoyens/résidents d’une même commune.

• Certains peuvent produire leur propre électricité grâce à des panneaux photovoltaïques (toits bien orientés et non ombragés).
• D’autres en sont empêchés (toits défavorablement orientés, ombragés ou structurellement inadaptés).

Dans ces situations, l’éolien domestique constitue une alternative technique légitime et proportionnée permettant de garantir une égalité d’accès à l’autoproduction énergétique. Son interdiction place donc certains citoyens dans une situation manifestement désavantageuse, ce qui constitue une discrimination indirecte.

2. Violation de la hiérarchie des normes

Une réglementation communale (par ex. règlement sur les bâtisses ou PAP) ne saurait être plus restrictive qu’une disposition légale ou réglementaire nationale autorisant ou encadrant les énergies renouvelables. En interdisant les éoliennes domestiques, la commune outrepasse potentiellement ses compétences et contrevient au principe de hiérarchie des normes.

3. Atteinte aux objectifs de transition énergétique

Une telle interdiction est également contraire :

• aux engagements européens et nationaux du Luxembourg en matière de transition énergétique et de lutte contre le changement climatique,
• au principe de proportionnalité, car une interdiction absolue est une mesure excessive là où des règles d’implantation ou de nuisance (bruit, esthétique, sécurité) suffiraient.

4. Conclusion
L’interdiction des éoliennes domestiques, telle qu’envisagée dans le MoPo, est donc susceptible :

• de violer le principe d’égalité et de non-discrimination,
• d’entrer en contradiction avec la hiérarchie des normes juridiques,
• et de s’écarter des objectifs d’intérêt général liés à la transition énergétique.

Il en découle que cette disposition devrait être réexaminée, voire annulée, afin d’assurer la conformité du texte communal avec les principes juridiques fondamentaux et les orientations nationales en matière d’énergie.

Néanmoins, je suis bien d’accord qu’on ne pourrait pas installer n’importe quelle sorte d’éoliennes avec n’importe quelles dimensions dans le périmètre et qu’il serait utile qu’un cadre serait défini.

Dans ce cadre, il faut peut-être rappeler qu’on distingue essentiellement deux sortes d’éoliennes :

Éolienne horizontale

Éoliennes verticales (plusieurs types)

        autres

Avantages techniques des éoliennes domestiques verticales (hélicoïdales)

Bien que les éoliennes à axe horizontal présentent généralement un rendement énergétique supérieur, les éoliennes domestiques à axe vertical — en particulier de type hélicoïdal — offrent un certain nombre d’avantages techniques et opérationnels :

1. Indépendance vis-à-vis de la direction du vent
• Les éoliennes verticales captent le vent quelle que soit sa direction, sans nécessiter de mécanisme d’orientation.
• Les modèles horizontaux doivent en revanche pivoter en fonction de la direction dominante, ce qui requiert un espace libre plus important et une structure d’orientation (yaw system).
2. Encombrement et dimensions réduites
• Hauteur typique : 2 à 3 m.
• Diamètre : généralement < 1 m.
• Cette compacité facilite leur intégration en milieu urbain ou périurbain.
3. Pas de mât élevé nécessaire
• Elles peuvent être installées sur des toitures (faîtes ou toits plats), contrairement aux modèles horizontaux qui nécessitent souvent un mât haut et robuste pour capter un vent régulier en zone dégagée.
4. Régularité de fonctionnement
• La forme hélicoïdale répartit le flux d’air de manière homogène sur les pales, garantissant une rotation fluide et réduisant les variations de couple.
• Cela limite également les contraintes mécaniques et le bruit.
5. Performance en milieu urbain
• Fonctionnement efficace avec des vents turbulents ou changeants, fréquents en zones habitées.
• Les éoliennes horizontales perdent en efficacité dans ces conditions.
6. Nuisances sonores très faibles
• Niveau sonore généralement < 40 dB à 5 m, donc comparable voire inférieur à celui d’une pompe à chaleur.
• Le bruit devient imperceptible à 5–10 m selon les modèles (études fabricants).
7. Vitesse de démarrage réduite
• Mise en rotation dès 2–3 m/s (≈ 7,2–10,8 km/h).
• Cela permet une production régulière même en conditions de vent faible.
8. Rendement optimal plafonné
• Rendement maximal atteint vers 11 m/s (≈ 40 km/h).
• Une augmentation ultérieure de la vitesse du vent n’améliore pas significativement la production (limite aérodynamique et électronique).

Ce type d’éolienne est donc particulièrement adapté aux sites résidentiels et aux environnements urbains ou semi-urbains, où l’espace est limité, le vent turbulent et les contraintes de bruit importantes.

L’installation d’éoliennes à axe horizontal présente le risque de générer des installations de grande dimension, avec des niveaux sonores plus élevés et un impact esthétique plus marqué.

Des études ont également montré que, parmi les éoliennes à axe vertical, le modèle hélicoïdal est le plus indiqué. Voici un tableau comparatif synthétique entre les principaux types d’éoliennes domestiques :

Spiralwindturbine = 3^ième photo depuis la gauche et klassische 3 -Blatt Savonius = 2^ième depuis la gauche (voir représentations en haut).

Une autre étude donne un tableau un peu différent, mais complémentaire :

Comparatif des types d’éoliennes domestiques

Critère	Verticale hélicoïdale	Verticale à pales droites (Darrieus/Savonius)	Horizontale (classique)
Rendement	Moyen (~25–35 %)	Faible à moyen (~15–30 %)	Élevé (~35–45 %)
Sensibilité à la direction du vent	Indépendante (omnidirectionnelle)	Indépendante, mais moins stable	Forte (doit s’orienter face au vent)
Vitesse de démarrage	Basse (2–3 m/s)	Très basse (2 m/s)	Moyenne (3–4 m/s)
Bruit	Très faible (< 40 dB)	Faible à moyen (selon modèle)	Plus élevé (pales rapides, ~50–60 dB)
Encombrement / hauteur	Compacte (2–3 m de haut, <1 m de Ø)	Compacte à moyenne (souvent plus large)	Grande (mâts hauts, pales larges)
Esthétique / intégration	Plus discrète, design moderne	Massif, parfois jugé peu esthétique	Impact visuel important
Tolérance aux turbulences	Bonne (adaptée au milieu urbain)	Bonne, mais rendement plus irrégulier	Mauvaise (rendement chute avec turbulences)
Adaptation aux toitures	Oui (toits plats ou faîtes)	Possible mais encombrant	Rarement (plutôt sur mât dédié)
Puissance typique (domestique)	0,5 – 5 kW	0,3 – 3 kW	1 – 20 kW

 

Finalement, ce long exposé, certes un peu cahotant, avait pour but principal — et je l’avoue, dans un intérêt pro domo — de suggérer à différents ministères d’adopter des dispositions légales empêchant les communes d’interdire les éoliennes domestiques (notamment verticales hélicoïdales) 😊. Néanmoins, j’ai tenté de montrer que l’enjeu des éoliennes domestiques dépasse la seule perspective individuelle : il s’inscrit dans un contexte beaucoup plus large, même si les objectifs d’un particulier restent plus modestes — production d’énergie à moindre coût, autosuffisance et autonomie, sécurité énergétique, plus grande indépendance vis-à-vis du marché de l’électricité, etc.

Selon moi, le Luxembourg devrait devenir encore plus actif — non seulement à travers des incitations financières (subsides, subventions) et des facilités légales — pour développer au maximum les énergies renouvelables, là où un potentiel important existe au niveau des particuliers, en combinant photovoltaïque, éoliennes domestiques, batteries, électrolyse et piles à combustible. Les fournisseurs d’électricité pourraient également jouer un rôle plus actif en installant, de manière décentralisée, des batteries de quartier (et autres dispositifs de stockage), des systèmes d’électrolyse, des réservoirs d’hydrogène et des piles à combustible. Pourquoi ne pas lancer un projet pilote en s’inspirant d’exemples d’électrolyse décentralisée mentionnés au début de ce document ?

 

Finalement, merci pour votre attention si vous avez eu la patience de lire ce document.

Jean Leick

 

PS 1 : une réflexion sur le stockage d’électricité et le prix sur le marché spot :

Hypothèse : si le fournisseur n’a pas besoin d’acheter en urgence de l’électricité sur le marché spot grâce à ses réserves (batteries et hydrogène pour ses piles à combustible), il peut choisir plus librement ses moments d’achat — par exemple en période de faible demande — et ainsi profiter de prix plus avantageux.

En effet, sans solution de stockage, un fournisseur doit équilibrer en temps réel la demande de ses clients. Si sa production renouvelable et ses contrats à long terme ne suffisent pas, il est contraint d’acheter immédiatement sur le marché spot. Or, si cet achat intervient à une heure de forte demande (par exemple une soirée d’hiver), le prix est très élevé, entraînant des coûts importants et une forte volatilité.

Si le fournisseur dispose d’installations de stockage (batteries et hydrogène/piles à combustible), il peut constituer des réserves lorsque les prix sont bas (par exemple la nuit ou en période de fort vent/ensoleillement). Lorsque ses clients consomment et que le prix du marché spot est élevé, il peut alors décharger ses batteries ou utiliser son hydrogène plutôt que d’acheter à prix fort. Il n’est donc plus contraint d’acheter “en urgence” et peut reporter ses achats aux périodes creuses, où les prix sont plus avantageux.

Comme effets concrets, on observe d’abord une réduction du coût moyen d’approvisionnement : le fournisseur lisse ses achats et évite ainsi les pics de prix. La volatilité est également moindre, puisqu’il est moins exposé aux fluctuations du marché spot. En pratique, le stockage permet de réaliser un arbitrage temporel : acheter à bas prix → stocker → consommer ou revendre lorsque les prix sont élevés.

Il existe évidemment des limites, puisque le prix spot reste déterminé par le marché global et non par un fournisseur isolé. Toutefois, la facture individuelle diminue, car les moments d’achat peuvent être optimisés.

En résumé, le stockage confère au fournisseur une flexibilité accrue : il devient un acheteur opportuniste plutôt qu’un acheteur contraint.

Mais il existe un autre aspect intéressant. Un modèle tel que celui proposé peut tirer pleinement parti des prix négatifs du marché spot, ce qui accentue encore la réduction des coûts et peut même accroître la marge. En effet, lorsqu’il y a un excédent de production (par exemple lorsque l’éolien et le solaire en Allemagne produisent plus que la demande), les producteurs paient pour écouler leur surplus, entraînant des prix spot négatifs. Un fournisseur disposant alors de capacités de stockage libres peut en profiter pour remplir ses réserves.

Mais un fournisseur ne peut pas acheter davantage que la demande de ses clients s’il ne dispose pas de capacités de stockage. Ainsi, même si l’électricité est gratuite ou à prix négatif, il ne peut pas en tirer pleinement parti.

Cependant, si le fournisseur dispose de moyens de stockage (batteries, électrolyse, hydrogène), il peut volontairement augmenter ses achats lorsque le prix est négatif afin de remplir ses batteries et d’alimenter ses électrolyseurs. Il bénéficie ainsi du mécanisme d’“être payé pour stocker” l’énergie. Par la suite, il peut décharger ou revendre cette énergie lorsque les prix sont élevés, évitant ainsi des achats coûteux, ou l’utiliser directement en cas de forte demande.

Ainsi, les coûts moyens d’approvisionnement diminuent encore, puisqu’une partie de l’énergie est acquise à prix négatif. En pratique, certains opérateurs réalisent même un double gain : ils sont rémunérés pour stocker et évitent d’acheter à prix élevé par la suite. Ce mécanisme améliore non seulement leur marge brute, mais aussi la prévisibilité de leurs flux de trésorerie, renforçant ainsi leur stratégie de hedging et la stabilité de leurs marges en couvrant les risques.

En effet, un fournisseur subit un risque de prix car le marché spot est très volatil. Grâce au stockage (batteries, hydrogène), il peut réduire son exposition à cette volatilité. Concrètement, il “bloque” indirectement une partie de ses coûts d’approvisionnement : il stocke quand c’est bas (voire négatif), et réinjecte quand c’est cher, au lieu d’acheter sur le marché à ce moment-là. Cela joue donc le rôle d’une couverture physique (physical hedge) contre les fluctuations des prix de gros. Ici, le hedging ne passe pas par un produit financier dérivé (comme un contrat à terme ou une option), mais par une capacité technique de stockage, qui agit comme une assurance contre les pics de prix.

PS 2 : une réflexion esthétique saugrenue 😊

On peut facilement imaginer que certains citoyens considèrent d’emblée les éoliennes verticales hélicoïdales comme peu esthétiques et s’opposent à leur installation. Pour ma part, je reconnais que je trouve les éoliennes horizontales peu attrayantes. En revanche, il serait tout à fait envisageable de conférer aux éoliennes verticales des designs artistiques. Elles pourraient même devenir esthétiques si chaque modèle adoptait un design réussi et original. Un quartier (ou un village) pourrait ainsi se transformer en véritable “quartier artistique des éoliennes”.

Les apports artistiques ne doivent évidemment pas compromettre l’efficacité ni réduire les rendements. Mais une fois les contraintes techniques respectées, l’imagination peut s’exprimer sans limites.

On pourrait, par exemple, jouer sur des couleurs harmonisées avec l’environnement ou utiliser des matériaux innovants, tels que des composites translucides ou des finitions métalliques brossées ou mates, capables de capter la lumière sans éblouir. On pourrait même se permettre le luxe de collaborer avec des artistes ou des designers afin de créer des “séries limitées” qui transformeraient chaque installation en pièce unique. Chaque quartier ou village pourrait ainsi adopter un motif commun ou une thématique — nature, art moderne, motifs historiques, etc.

Il existe évidemment des principes à ne pas transgresser. Il faut conserver le profil aérodynamique (cambrure/épaisseur) ainsi que la spirale d’origine. Le rapport de surface (solidity) doit rester identique et la surface projetée doit correspondre à celle prévue par le design d’ingénierie. Il convient également de respecter la plage de fonctionnement prévue par le fabricant (souvent comprise entre 2 et 4) pour le TSR (tip-speed ratio), c’est-à-dire le rapport entre la vitesse en bout de pale et la vitesse du vent incident. Les pales doivent présenter des finitions lisses afin de limiter les pertes par frottement et de réduire le bruit. Les couleurs et graphismes appliqués sur les pales doivent être réalisés avec une peinture fine et homogène. Si l’on s’oriente dans cette direction, il est essentiel d’étudier soigneusement les aspects techniques des élém