Une nouvelle étape vient d’être franchie vers la décarbonation. En 2025, les énergies renouvelables ont produit plus d’électricité que le charbon, en particulier grâce au développement de la Chine et de l’Inde, nouveaux moteurs de la transition énergétique.

C’est une première depuis 100 ans : en 2025, les énergies renouvelables ont produit plus d’électricité que le charbon. C’est ce que le cabinet Ember a pu conclure après avoir analysé la production et la consommation de 91 pays représentant 93 % de la demande mondiale d’électricité. Cette nouvelle vient valider la dynamique exceptionnelle des énergies renouvelables, et en particulier du photovoltaïque. Sur l’année, la production solaire a augmenté de 636 TWh, soit une hausse de 30%. Plus modeste, le secteur de l’éolien a tout de même enregistré une hausse de 205 TWh, soit l’équivalent de la hausse de 2024.

Si le nucléaire fait beaucoup parler, il n’enregistre qu’une faible hausse de production, de l’ordre de 35 TWh. Enfin, l’hydroélectricité est restée stable entre 2024 et 2025. Cette hausse de production ENR a d’ailleurs suffi à compenser la forte hausse de consommation d’électricité. De ce fait, à l’échelle mondiale, la production d’électricité issue de fossiles a baissé de 0,2 %. Une baisse extrêmement faible, mais la courbe s’infléchit bel et bien.

La transition énergétique se joue en Chine et en Inde

La croissance fulgurante des énergies renouvelables se joue principalement en Chine et en Inde. À elle seule, la Chine enregistre la moitié de la hausse de production solaire avec 336 TWh supplémentaires, et plus de la moitié de la hausse de production éolienne avec 138 TWh. L’Inde prend d’ailleurs la même direction, en se positionnant à la deuxième place en termes de production éolienne.

De la même manière, le déclin des énergies fossiles se joue également en Chine et en Inde puisque les deux pays ont vu leur production d’électricité fossile baisser pour la première fois depuis plusieurs années, contrairement aux USA ou à l’Europe. Les émissions combinées issues de la production d’électricité ont chuté de 79 MtCO₂e par rapport à l’année précédente.

L’Union européenne peine à tenir la cadence

Il faut remonter à l’année 1919 pour constater une plus grande part de production d’électricité renouvelable que de charbon. À cette époque, l’or blanc, autre nom de l’hydroélectricité, connaissait un essor sans précédent. Néanmoins, le charbon a très vite repris sa place dans un monde en pleine croissance.

Si l’Europe a eu un rôle important dans le développement de l’hydroélectricité il y a 100 ans, la situation est un peu différente aujourd’hui. Le Vieux Continent consomme très peu de charbon, mais ne fait pas figure de référence pour le déploiement du photovoltaïque. Ses 60 TWh de production solaire supplémentaire font pâle figure face aux 85 TWh des USA et surtout aux 336 TWh de la Chine.

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En pleine crise des prix du gaz à cause du blocage du détroit d’Ormuz, le gouvernement veut électrifier la France à tour de bras. Il a donc missionné les ministères et les industriels pour réaliser des propositions au plus proche de leurs enjeux. Voici ce qui ressort des groupes de travail « industrie et artisanat » et « numérique ».

Cela fait quelques semaines que les industriels travaillent à faire des propositions sur ce qui est électrifiable ou non et les freins qu’ils voient dans leur activité. Lancés à l’initiative du gouvernement dans le cadre du futur plan d’électrification, les groupes de travail sectoriels — industrie, artisanat, numérique — ont remis des rapports au gouvernement.

Si une « électrification massive » est compliquée, il y a un vrai potentiel mais sa concrétisation dépend de conditions économiques, réglementaires et infrastructurelles encore loin d’être réunies. D’où le plan à venir.

Un potentiel technique répandu et accessible mais sous-exploité

L’électrification de l’industrie ne relève plus du pari technologique. Les groupes de travail estiment qu’environ 60 % des usages thermiques fossiles sont aujourd’hui électrifiables à partir de solutions matures : pompes à chaleur industrielles, chaudières électriques, fours à induction ou à arc… Ce potentiel pourrait atteindre 85 % d’ici 2035 à mesure que les innovations arrivent. En particulier, les besoins de chaleur inférieurs à 150°C (très répandus dans l’agroalimentaire, la chimie ou certains procédés industriels) sont déjà compatibles avec des solutions électriques compétitives.

Inexploité aussi car la part de l’électricité dans la consommation industrielle plafonne autour de 36 % et n’a que marginalement progressé en trente ans. L’objectif fixé par la PPE (60 % d’ici 2030) pousse à accélérer. Et ce qui pourrait faciliter l’accélération, c’est qu’un tiers des fours et chaudières à gaz ont plus de 35 ans. Il y a là une « fenêtre de tir » si les conditions économiques sont favorables (Lecornu a déjà annoncé l’interdiction des chaudières à gaz dans les logements neufs à partir de 2027), sinon cela verrouillera encore les émissions pour vingt ans.

Le problème des raccordements électriques

C’est le point qui revient le plus systématiquement dans les contributions : le raccordement. Plus de 30 gigawatts (GW) de droits d’accès ont été attribués à 220 projets industriels. Mais dans le même temps, une part importante de ces capacités est immobilisée dans des projets qui n’aboutissent pas, faute de maturité ou de financement. Les groupes de travail parlent de « projets zombies ». Il donne une impression de saturation du réseau et désorganise la planification des investissements.

Les délais de raccordement, qui peuvent atteindre plusieurs années, ne sont pas en phase avec les cycles industriels. Si le raccordement n’est pas disponible au moment du renouvellement des équipements, l’option électrique est abandonnée. Ils proposent un changement et une fin du « premier arrivé, premier servi ». Remplacé par « premier prêt, premier servi ». Autrement dit, prioriser les projets matures.

Autre proposition intéressante : développer des zones industrielles « électriquement prêtes », où les infrastructures seraient dimensionnées en amont, comme ce qui existe à Dunkerque ou Fos.

Le prix global de l’électricité

Oui, la France a un avantage compétitif par rapport à ses voisins européens (un mix électrique décarboné à 95 % et des prix de gros de 55 €/MWh pour 2027. Mais c’est pas un élément suffisamment déclencheur. Les industriels raisonnent en coût complet qui intègre non seulement le prix de l’énergie, mais aussi les coûts de réseau (TURPE), la fiscalité, les mécanismes de flexibilité et la volatilité des marchés. Par exemple, la fiscalité pénalise aujourd’hui l’électricité par rapport au gaz, notamment via l’accise. Ils avancent donc une baisse de la fiscalité électrique, l’ouverture des recettes de l’ETS aux industries électro-intensives et le développement de contrats de long terme.

Ces PPA permettent de sécuriser les prix sur 5 à 10 ans et de se couvrir contre la volatilité des prix. Enfin, les industries veulent une modification des dispositifs de soutien public. Aujourd’hui centrés sur les Capex, ils devraient davantage intégrer les Opex.

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Avec sa nouvelle gamme SolarFlow Mix, lancée le 22 avril en Europe, le fabricant chinois Zendure débarque sur le segment des grandes batteries résidentielles. Il propose trois modèles dotés d’une capacité de 8 kWh avec des puissances d’entrée solaire et de sortie AC élevées, à des prix particulièrement bas.

Le dynamisme des fabricants chinois de batteries domestiques tout-en-un est impressionnant. Il ne se passe pas un mois sans lancement d’un nouveau produit. Parmi les dernières annonces, Zendure vient de commercialiser en France, Allemagne, Pays-Bas, Belgique et Suisse une nouvelle gamme Solarflow Mix, des batteries résidentielles de grande capacité à prix plutôt maîtrisés. Elles s’ajoutent aux plus petites batteries plug and play modulaires empilables déjà proposées par la marque basée à Shenzhen.

La série Solarflox Mix est déclinée en trois versions disposant toutes de 8 kWh de capacité de stockage, extensibles jusqu’à 50 kWh pour certaines, et montées sur roulettes. Dans le haut du tableau, on retrouve la 4000 Mix Pro, la plus polyvalente, qui s’adresse aux foyers qui consomment environ 7 000 kWh d’électricité chaque année. C’est la seule à intégrer des entrées solaires MPPT jusqu’à 8 kW.

La SolarFlow 4000 Mix AC+ vise les maisons équipées d’une installation solaire avec onduleur existante, en toiture. Enfin, la SolarFlow 3000 Mix AC+, la plus compacte, cible les petits foyers et les usages mobiles (chantiers, évènements en plein air, camping…). Retrouvez ci-dessous les caractéristiques techniques communiquées par Zendure.

Caractéristiques techniques de la gamme Zendure Solarflow Mix

Des batteries pour optimiser l’autoconsommation solaire

Alors que les tarifs d’obligation d’achat par EDF OA sont réduits à peau de chagrin, il devient indispensable d’autoconsommer au maximum sa production afin de rentabiliser une centrale photovoltaïque. C’est tout l’intérêt de ces batteries, qui permettent d’augmenter le taux d’autoconsommation solaire grâce à leurs caractéristiques techniques dopées.

La capacité de stockage élevée (8 kWh) peut absorber davantage de production photovoltaïque excédentaire et leur puissance de sortie accrue (3 à 4 kW selon la version) peut répondre à une grande part de la demande : four, pompe à chaleur et même recharge lente d’un véhicule électrique.

Au-delà de la gestion solaire, les Solarflow Mix optimisent également les charges et décharges en fonction des prix de l’électricité. Que l’on ait un contrat classiques heures pleines / heures creuses ou à tarification dynamique, le système Zenki développé par Zendure promet de stocker l’électricité lorsqu’elle est moins coûteuse pour la restituer aux horaires où les prix sont élevés.

C’est un moyen supplémentaire pour amortir l’investissement, qui s’élève tout de même à 2 879 € pour la 4000 Mix Pro, 2 399 € pour la 3000 Mix AC+ et à 2 039 € pour la 3000 Mix AC+, hors coûts d’installation. A noter qu’en Allemagne, la gamme est vendue nettement moins chère puisqu’il existe une TVA à 0 % pour le stockage résidentiel.

Une durée de vie utile de 15 ans

Comme les autres batteries Zendure, la gamme Solarflow Mix est conçue autour d’un épais boîtier en métal. Le système est donc à priori robuste. Il bénéficie d’une certification IP65 et peut fonctionner par des températures extérieures de -20 à +55 °C. Les émissions sonores seraient faibles : 25 dB. Surtout, les batteries résisteraient à 10 000 cycles de charge, soit une durée de vie d’environ 15 ans selon le fabricant. Selon le type d’installation, elles peuvent également agir comme un groupe électrogène de secours, en basculant l’alimentation en 10 millisecondes en cas de coupure de réseau.

Voir la gamme Solarflow Mix sur le site de Zendure ↗️

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Dans un contexte où le soutien financier de l’État envers les installations photovoltaïques ne cesse de baisser, le tarif des premiers contrats d’achat d’électricité, datant d’il y a 20 ans, a de quoi laisser rêveur. Si cette ère est désormais révolue, la majorité de ces contrats sont encore effectifs, et rapportent des sommes astronomiques à leurs propriétaires tout en vidant les caisses de l’État. 

À l’heure actuelle, le déploiement des panneaux solaires explose un peu partout dans le monde du fait de leur facilité d’installation, mais aussi de leur prix en quasi-chute libre depuis des dizaines d’années. Rien que sur l’année 2024, presque 600 GW de nouvelles installations ont été mises en service, pour une puissance mondiale cumulée de 2,2 TW.

Mais la situation n’a pas toujours été aussi rayonnante pour le photovoltaïque. Avant l’an 2000, ce mode de production d’électricité était anecdotique, pour ne pas dire inexistant. Pour inverser la tendance, la France a décidé d’inclure les énergies renouvelables dans sa programmation pluriannuelle de l’énergie publiée en 2000. Celle-ci instituait alors un dispositif d’obligation d’achat de l’électricité produite, associé à un tarif réglementé pour une durée de 20 ans. Pour en profiter, une seule condition : que la puissance de la centrale soit inférieure à 12 MW. Dans ce cadre, un arrêté tarifaire fixant les prix d’achat a été mis en application dès 2002. À la lumière de 2026, ces tarifs ont de quoi faire bondir.

Jusqu’à 0,55 € le kilowattheure : le pactole touché par les pionniers du solaire

En effet, en métropole, les installations non intégrées au bâti bénéficiaient d’un tarif d’achat de 300 €/MWh. Pour les centrales intégrées au bâti, ce tarif passait même à 550 €/MWh, soit 0,55 €/kWh ! La chute est brutale, quand on compare ce tarif à celui récemment envisagé de 0,011€/kWh.

Pour illustrer la baisse de soutien public aux installations photovoltaïques, convenons d’une centrale de 3 kWc située dans la région lyonnaise. Selon le site AutoCalSol, une telle centrale classiquement orientée vers le sud permettrait la production de 3 888 kWh par an. En considérant un taux d’autoconsommation de l’ordre de 30%, on obtient un revenu cumulé sur 20 ans de 29 942 € dans les conditions de 2006, et de 598 € dans les conditions potentielles de 2026.

Une évolution du prix de rachat qui suit celle des panneaux photovoltaïques

Si la différence est colossale, rappelons tout de même que le prix des cellules photovoltaïques a lui aussi chuté. Selon l’Energy Institute, le prix des panneaux est ainsi passé de 4,79 $/Wc en 2006 à seulement 0,26 $/Wc en 2022. Cela représente une baisse de 94 %, encore plus grande que la baisse du tarif d’achat de l’électricité.

Pour autant, ce tarif d’achat pèse lourd sur la trésorerie nationale. En effet, les 235 000 contrats souscrits entre 2006 et 2009, et bénéficiant de ces tarifs très avantageux, coûtent chaque année environ 2 milliards d’euros à l’État, soit 40 milliards d’euros sur la durée totale des contrats. En 2020, cela représentait 30 % des charges du service public liées aux énergies renouvelables, pour seulement 5 % de leur production.

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Les présidentielles avancent à grands pas. Pour espérer faire de la décarbonation un sujet majeur, le groupe de réflexion Shift Project, fondé par Jean-Marc Jancovici, vient de dévoiler des chantiers indispensables à la réussite de la transition énergétique. Si rien ne surprend, ce travail de fond a le mérite de poser des bases solides pour les débats qui devraient rythmer les 12 prochains mois. 

À un an de la prochaine élection présidentielle, le Shift Project, think tank fondé par Jean-Marc Jancovici, veut placer la transition environnementale au cœur du débat politique. Dans ce contexte, il vient de publier la première partie d’un programme appelé « Plan robuste pour l’économie française ». Dans les grandes lignes, ce premier rapport décrit 20 chantiers à mener dès le début du prochain quinquennat pour permettre à la France de respecter son objectif zéro carbone d’ici 2050.

Selon le think tank, malgré une trajectoire récente bien en deçà des standards espérés, l’objectif est toujours atteignable, mais il va falloir tout faire immédiatement et simultanément. Comprenons que le défi est immense. Ces 20 chantiers s’articulent autour de six thématiques principales, à savoir le transport, le logement, le numérique, l’industrie, l’agriculture et enfin l’énergie. En voici le contenu dans les grandes lignes :

Transports

• Déployer massivement le vélo,
• Étendre les transports en commun,
• Généraliser la voiture électrique « sobre »,
• Massifier le train passagers,
• Décarboner le secteur aérien,
• Relancer le fret ferroviaire,
• Électrifier les poids lourds.

Logements

• Massifier la rénovation des logements,
• Déployer les pompes à chaleur.

Numérique

• Maîtriser le déploiement des centres de données.

Industrie

• Produire de l’acier bas carbone en France,
• Massifier la production d’hydrogène bas carbone,
• Capter, stocker et valoriser le CO2 industriel résiduel.

Agriculture

• Transformer la gestion de l’azote dans les systèmes agricoles et alimentaires,
• Permettre le maintien et la transition vers des systèmes d’élevages résilients et bas carbones,
• Préserver et étendre les puits de carbone naturels, agricoles et forestiers.

Énergie

• Développer l’éolien et le photovoltaïque,
• Prolonger le nucléaire historique, lancer le nouveau nucléaire,
• Déployer les bioénergies de manière soutenable.

L’électrification des usages, un passage obligé

À la lecture de ces grands projets, rien n’est particulièrement surprenant, il s’agit de thématiques qui reviennent fréquemment dans les débats quand on évoque la décarbonation du pays. Comme déjà avancé par le gouvernement actuel, l’électrification des usages prend une grande part dans ces chantiers. En réalité, ce programme se distingue notamment du précédent programme présenté par le Shift Project en prenant plus en compte l’instabilité géopolitique mondiale et l’intérêt de cette décarbonation pour redonner à la France une plus grande indépendance.

Le Shift Project rappelle ainsi que la France et l’Europe sont particulièrement exposées aux crises sur les énergies fossiles, puisqu’elles en dépendent énormément. C’est particulièrement flagrant actuellement, avec la guerre en Iran, et c’était également le cas avec la guerre en Ukraine. Une électrification massive des usages le plus rapidement possible atténuerait cette mécanique.

Surtout, le rapport dévoilé insiste sur l’urgence de lancer ces grands projets pour espérer réussir la décarbonation de l’Hexagone. Sans mise en application rapide et simultanée de ces projets, l’objectif zéro carbone d’ici 2050 semble hors d’atteinte. Au-delà de ces 20 chantiers, le Shift Project compte publier l’ensemble de son plan robuste pour l’économie française en octobre prochain.

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Symbole de la décarbonation des logements, la pompe à chaleur peine à maintenir la croissance amorcée début 2020. Entre 2024 et 2025, les chiffres de vente ont stagné, la faute à un contexte économique peu favorable et à des aides publiques instables.

Indispensables alliées de la transition énergétique, les pompes à chaleur ont la lourde responsabilité de permettre la décarbonation des logements français. Mais tout comme pour les émissions à l’échelle du pays, les résultats des années 2024 et 2025 montrent une stagnation du nombre d’installations plutôt qu’une véritable hausse.

Selon un rapport d’Observ’ER, en 2025 se sont vendues 941 250 PAC air/eau ou air/air dans l’hexagone, soit seulement 3 000 de plus que sur l’année 2024. Les années 2024 et 2025 mettent un terme à une hausse constante du nombre de PAC installées par an, avec l’année 2023 en point culminant et près de 1 167 970 PAC vendues.

Selon les professionnels du secteur, cette baisse coïncide non seulement avec un contexte économique compliqué pour les particuliers qui n’ont pas la possibilité d’investir, mais également avec l’instabilité des aides gouvernementales. Rappelons que le guichet MaPrimeRénov’ a été mis en pause à plusieurs reprises, notamment pendant l’été 2025. Le nombre de PAC air/air monosplit installées en 2025 est inférieur aux chiffres de vente de l’année 2020 !

La géothermie reste confidentielle pour les particuliers

Malgré son potentiel, le marché de la PAC géothermique reste stable depuis près de 10 ans après un pic d’installations en 2021. Avec 3 140 unités installées en 2025, ce type de chauffage reste anecdotique à l’échelle du pays. Technologiquement, l’intérêt de la géothermie est très élevé. Néanmoins, son coût d’investissement la rend peu accessible à la majorité des foyers, ce qui explique sa confidentialité.

Les chaudières fossiles, encore deuxièmes en termes de part de marché

Pour finir, dans son rapport, Observ’ER a notamment fait le point sur le marché des systèmes de chauffage central individuel, et les résultats sont pleins d’enseignements. D’abord, les PAC dominent largement le tableau avec près de 68,3 % des nouveaux équipements, dont 55,1 % pour les PAC air/air, aussi appelés climatiseurs réversibles. Mais on constate également que les chaudières fonctionnant aux énergies fossiles conservent une place prépondérante avec 30,7 % de part de marché. Ce chiffre en dit long sur le travail à effectuer pour la décarbonation réelle des modes de chauffage des logements en France.

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Zéro tonne de CO₂. Voici les émissions de l’étage central du Space Launch System (SLS), le lanceur américain qui a propulsé des astronautes vers la Lune pour la première fois depuis plus de 50 ans. Pour autant, derrière ce chiffre se cache une réalité plus complexe, loin d’être décarbonée.

En regardant les images du décollage de la mission Artémis II, difficile de croire que le nouveau lanceur américain, répondant à l’acronyme SLS, n’a émis aucun CO₂ mis à part via ses deux boosters additionnels. Et pourtant, l’étage central de cette fusée de presque 100 mètres de haut n’en a pas émis pour la simple et bonne raison qu’il fonctionne à l’hydrogène ! En concevant son nouveau lanceur, la NASA a, en effet, choisi 4 moteurs-fusée de type RS-25 qui équipaient les navettes spatiales, et qui ont la particularité de consommer de l’oxygène et de l’hydrogène liquide. Ce mélange affiche une efficacité énergétique remarquable avec une impulsion spécifique élevée.

Dans le cas de la mission Artemis II, le SLS a embarqué environ 143 tonnes d’hydrogène liquide, de quoi fournir une poussée constante pendant près de 8 minutes et ainsi permettre au vaisseau Orion de prendre la direction de la Lune. Pendant l’ascension, la combustion de l’hydrogène et de l’oxygène a généré plus de 1200 tonnes de vapeur d’eau. Pour autant, impossible de qualifier ce vol de neutre pour l’environnement.

L’hydrogène en question a été obtenu par des procédés industriels standard, à savoir le vaporeformage du méthane, une technique gourmande en énergie, et très émettrice de CO₂. Selon le consultant Greenly, la production et la liquéfaction de cet hydrogène auraient émis plus de CO₂ que les émissions directes de la mission Apollo 8, utilisant pourtant du kérosène. Aux 1979 tonnes de CO₂ émises pendant le voyage Apollo 8, Artemis II a émis plus de 2100 tonnes de CO₂.

L’hydrogène, un carburant potentiellement écologique mais difficile à maîtriser

Le recours à l’hydrogène liquide laisse tout de même entrevoir un avenir de la conquête spatiale moins carboné grâce au recours à de l’hydrogène vert. Néanmoins, la route est encore très longue avant d’y parvenir. Malgré un potentiel très élevé, l’utilisation d’hydrogène liquide est d’une très grande complexité, ce qui a déjà causé des retards lors de la première mission Artemis. Cette complexité tient aux caractéristiques de l’hydrogène, plus petit atome connu qui est d’une extrême volatilité. De ce fait, les fuites sont fréquentes et difficiles à éviter. En parallèle, sa liquéfaction est le seul moyen d’atteindre une densité intéressante. Mais elle n’est atteignable que dans des conditions de froid extrême, et nécessite un refroidissement à une température de -253 degrés Celsius.

Compte tenu de ces particularités, pour faire le plein du SLS, la NASA a dû mettre au point un système extrêmement sophistiqué avec des réservoirs cryogéniques situés au pied du pas de tir. Les réservoirs du SLS ne sont remplis qu’au dernier moment pour éviter que l’immense majorité de l’hydrogène liquide ne se réchauffe, tandis que des soupapes dédiées permettent d’évacuer la part d’hydrogène qui s’est évaporée. D’ailleurs, ces difficultés ont participé à retarder le lancement d’Artemis II de plusieurs mois.

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Si la production d’électricité à partir du vent est bien décarbonée, l’impact environnemental du secteur de l’éolien offshore est loin d’être neutre, notamment à cause des matériaux nécessaires à leur construction. Le fabricant européen Siemens Gamesa travaille d’arrache-pied pour réduire cet impact, et montre ses avancées à travers le plus grand parc du Danemark : Thor. 

En apparence, le parc éolien Thor, situé au large du Danemark, n’a rien de particulier. Il fait partie de ces nombreux projets offshore qui dépassent le GW de puissance grâce à des turbines avoisinant les 15 MW. Dans le détail, ce parc, porté par RWE et le Norges Bank Investment Management (NBIM), est composé de 72 éoliennes Siemens Gamesa SG 14-236 DD, et devrait être inauguré en 2027. D’ailleurs, le chantier avance à bon rythme, puisque la sous-station est en place et toutes les fondations ont été réalisées, tandis que la première turbine a été installée début mars.

Pourtant, ce parc éolien a une particularité qui préfigure peut-être l’avenir de l’éolien offshore : ses éoliennes sont en partie composées de mâts en acier à faible impact CO2, et de pales de rotor recyclables.

Économie circulaire et industrialisation décarbonée

Principale matière première d’une éolienne en termes de poids et de volume, l’acier affiche une empreinte carbone importante du fait de son procédé de fabrication. Selon des statistiques du gouvernement, une tonne d’acier produite dans une aciérie traditionnelle génère 1,8 tonne de CO₂. Face à ce constat, et pour améliorer le bilan carbone de ses éoliennes, Siemens Gamesa a lancé la GreenerTower, un mât d’éolienne composé d’acier bas carbone. Cet acier répond à une certification qui indique un maximum de 0,7 tonne d’émission d’équivalent CO₂ par tonne d’acier, tout en conservant les propriétés et la qualité de l’acier. Sur le parc Thor, on retrouve 36 mâts GreenerTower. Cette initiative permettrait de réduire de 20% les émissions de CO2 associées à la construction de ce parc.

En parallèle, Siemens Gamesa travaille également sur la recyclabilité de ses pales d’éoliennes. En temps normal, les matériaux composites qui les composent sont parfois difficiles à recycler, mais le fabricant hispano-allemand a trouvé la parade en utilisant une résine spécifique. La structure chimique de cette dernière permet de la séparer plus facilement des autres matériaux, et donc d’en permettre le recyclage. Sur le projet Thor, on parle de 120 pales recyclables, soit 40 turbines.

Réduire l’impact carbone de l’éolien

Ces avancées vont permettre de réduire le bilan carbone déjà très bon de l’éolien offshore. Selon la base Empreinte de l’ADEME, l’éolien offshore émettrait entre 10 et 15 gCO₂eq/kWh contre un peu moins de 50 gCO₂eq/kWh pour le photovoltaïque. Seul l’éolien terrestre et le nucléaire font mieux avec un peu moins de 9 gCO₂eq/kWh pour le premier et entre 1,21 et 3,7 gCO₂eq/kWh pour le nucléaire selon les dernières estimations du CEA et d’EDF.

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Chez Révolution Énergétique, on adore mettre en avant l’ingéniosité et le savoir-faire de bricoleurs passionnés qui n’hésitent pas à expérimenter pour trouver leur propre solution de production d’énergie décarbonée. Marc Nering rentre parfaitement dans cette catégorie. Jeune retraité, ce Canadien a réinventé la roue à aube pour obtenir une électricité propre, prévisible, et presque illimitée chez lui.

Marc Nering a l’énergie hydraulique chevillée au corps ! Ancien manager dans le secteur de l’hydroélectricité, il a voulu se retirer en plein cœur de la Colombie-Britannique pour y passer ses vieux jours. Mais le flot continu de la Cheakamus River, située en bas de son jardin, lui rappelait quotidiennement qu’une immense quantité d’énergie restait ici inexploitée. C’est en tombant sur un guide datant du XIXᵉ siècle sur la construction des moulins à eau qu’il a décidé de se lancer, et tenté de fabriquer sa propre roue à aube.

Fort de cette inspiration et de son expérience dans l’industrie lourde, il a appris à souder l’aluminium pour construire une roue de 3 mètres de diamètre pour 1 mètre de large. D’abord imaginée comme une pompe à spirale pour irriguer ses terrains, Marc Nering l’a finalement associée à un alternateur pour alimenter sa maison. Cette installation lui permet de produire quotidiennement presque 36 kWh d’électricité grâce à la régularité du courant.

10 ans d’innovations et de modifications

Avec sa microcentrale mise en place en 2017, Marc Nering n’a pas atteint la perfection du premier coup, et ne cesse d’améliorer son installation. Parmi les modifications les plus conséquentes, on peut citer le recours à des roulements en bois, plutôt qu’à des roulements traditionnels. À cause de l’humidité permanente, ces derniers avaient la fâcheuse tendance à rendre l’âme en quelques mois seulement. Le retraité a donc fait appel à Lignum Vitae, une société américaine spécialisée dans la fabrication de roulements lubrifiés par l’eau grâce à leur composition en bois de gaïac. Extrêmement dense, ce bois servait aussi bien à la fabrication de jambes de bois que d’essieux ou encore de paliers pour les arbres d’hélices de bateaux. Il est encore utilisé dans certaines centrales hydroélectriques.

Parmi les autres innovations de sa microcentrale, Marc Nering envisage notamment de remplacer la courroie de transmission par une chaîne, ou encore de mettre en place un système automatique d’ajustement de la hauteur. Ce système est encore manuel, ce qui oblige son propriétaire à l’ajuster en fonction de la météo.

Des pays en développement intéressés

Tenant à son temps libre, Marc Nering n’envisage pas de commercialiser sa centrale. Dans une interview pour le magazine américain Hydro Leader, il a notamment expliqué que son installation ne serait jamais aussi avantageuse que l’électricité du réseau, d’un point de vue financier. En revanche, elle reste une solution intéressante pour les communautés hors réseau et les pays en développement.

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Si vous comptiez installer des panneaux solaires pour vendre votre production, sachez c’est plus que jamais un mauvais plan. Comme l’année dernière à la même période, le gouvernement envisage de réduire drastiquement le soutien aux petites centrales solaires, impactant directement les particuliers. 

Ça bouge encore, du côté des aides de l’État concernant les petites installations solaires. Quelques semaines après que Roland Lescure et Maud Brégeon aient évoqué une modification du guichet ouvert pour les installations de moins de 100 kilowatts-crête (kWc), un texte vient d’être présenté au Conseil supérieur de l’énergie (CSE). Celui-ci prévoierait une énième baisse du tarif d’achat par EDF OA du surplus de production des petites installations solaires.

Actuellement, ce tarif est fixé à 0,04 €/kWh pour les installations comprises entre 0 et 9 kWc, et 0,047 €/kWh pour le segment 9 kWc – 100 kWc. Selon le texte en question, il pourrait tomber à 0,011 €/kWh pour toutes les installations de moins de 100 kWc, à condition que les prix de marché soient positifs. Rappelons qu’avant le 27 mars 2025, ce tarif était fixé à 0,1269 €/kWh pour les centrales de moins de 9 kWc. Cela représente une potentielle baisse totale de 91 % en à peine plus d’un an !

D’ailleurs, le texte prévoit également un tarif de soutien nul en cas de prix négatifs sur le marché, et même une suppression de la prime à l’autoconsommation ! Celle-ci est actuellement de 80 €/kWc installé pour les installations de moins de 9 kWc, alors qu’elle était, avant mars 2025, fixée entre 160 € et 210 € en fonction de la taille de la centrale.

Limiter le pic de production électrique du solaire ?

Cette nouvelle réduction des aides risque d’entraîner un coup d’arrêt du déploiement du photovoltaïque chez les particuliers, et ce n’est peut-être pas un hasard. À mesure que les capacités de production solaire augmentent, on observe un pic de production en milieu de journée qui pourrait à terme conduire à des déséquilibres de réseau si rien n’est fait, et d’augmenter la récurrence des prix négatifs. Seules solutions face à cette surproduction solaire : augmenter la consommation électrique ou stocker le surplus d’énergie.

Or, la consommation électrique française n’augmente toujours pas, et les dispositifs de stockage de l’énergie sont encore peu nombreux sur le territoire national. D’ailleurs, d’un point de vue réseau, encourager l’autoconsommation revient à réduire la consommation, et ne permet donc pas de compenser une éventuelle surproduction. Compte-tenu de cette situation, ralentir le déploiement des installations solaires non pilotables devient l’une des rares solutions immédiates permettant de limiter les risques de surproduction.

L’article Un centime le kilowattheure : bientôt, l’électricité de votre centrale solaire ne vaudra plus rien est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Produire des briques sans émettre de CO₂, voilà en résumé l’ambition de l’entreprise Wienerberger pour son site anglais de Denton. Le leader mondial de la terre cuite s’apprête à convertir l’une de ses usines à l’hydrogène vert. Ce projet préfigure la difficile décarbonation d’un secteur industriel qui repose sur la production de chaleur pour la cuisson de ses produits.

Une usine de production de briques, située dans la banlieue de Manchester, vient d’obtenir un financement de 6 millions de livres sterling (6,9 millions d’euros) pour convertir ses deux fours tunnels à l’hydrogène. Objectif : se passer du gaz naturel pour réduire drastiquement les émissions de CO₂. Le projet est loin d’être modeste, car il va falloir remplacer les 224 brûleurs des deux fours, créer une infrastructure d’approvisionnement en hydrogène, et mettre à niveau le système électrique du site. En revanche, l’intégrité structurelle des fours ne devrait pas être modifiée. Il s’agira de la première usine de brique à hydrogène à l’échelle commerciale dans le monde.

L’hydrogène vert utilisé proviendra du projet Tafford Green Energy, qui consiste à produire de l’hydrogène grâce à un processus d’électrolyse de l’eau. L’électricité utilisée pour produire cet hydrogène sera issue de sources d’énergies renouvelables, à savoir du solaire et de l’éolien. D’une puissance initiale de 20 MW, le projet devrait atteindre, à terme, 200 MW. L’hydrogène sera acheminé jusqu’à l’usine par remorques.

L’usine devrait entièrement fonctionner à l’hydrogène à partir de l’automne 2028. Cette conversion devrait éviter les émissions de plus de 11 000 tonnes de CO₂ par an.

Décarboner la production de briques et de tuiles

Les initiatives se multiplient pour tenter de décarboner l’industrie des briques et des tuiles, mais la tâche est loin d’être simple. Pour obtenir leur résistance, ces matériaux nécessitent une cuisson de longue durée (24 heures) à des températures frôlant les 1000 °C. Pour tenter d’en réduire l’impact, certains mettent en place des systèmes de récupération de la chaleur fatale, tandis que d’autres comptent sur la capture du CO2.

En France, un projet de cuisson à l’hydrogène a été mené par l’ADEME, et a montré que cette technologie n’avait pas d’impact sur la qualité des briques fabriquées, en comparaison au gaz naturel. En revanche, un problème demeure avec cette solution : le prix de l’hydrogène vert. Dans la conclusion de son rapport en 2025, l’ADEME a ainsi indiqué que « le coût de ce vecteur énergétique reste très élevé pour envisager son usage à l’échelle industrielle dans la conjoncture actuelle sans soutien financier local, national ou européen ». Et si la solution à ce problème était située en Moselle, grâce à ses sous-sols riches en hydrogène naturel ?

L’article Cette usine de brique aura bientôt des fours fonctionnant à 100 % à l’hydrogène vert est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a approuvé un accord entre RTE et EDF autorisant le gestionnaire de réseau à imposer le maintien en fonctionnement de réacteurs nucléaires pour des besoins de régulation de tension, hors marché.

Outre la production d’électricité, il existe également un marché dédié à la régulation de la fréquence. Les réserves primaire (FCR), secondaire (aFRR) et tertiaire (mFRR) permettent, par ordre de rapidité d’activation, le maintien de la fréquence à 50 Hz. Mais pour la tension (en volts), il n’y a pas de marché similaire, ou du moins le marché d’ajustement n’est pas suffisant. Et cela pose un problème à la CRE au vu de l’évolution du mix électrique.

La modulation du nucléaire, ou l’art de jongler entre les contraintes techniques d’exploitation et le vieillissement (non prouvé à ce jour) pour optimiser la vente d’électricité. Avant, le nucléaire servait en production de base, relativement constante au fil des heures. Désormais, avec la cloche solaire du midi et le flux des vents, EDF optimise sa production pour s’écarter des périodes de prix bas, au moment où les énergies renouvelables produisent et font baisser l’ordre de mérite, et produire lors des pointes de consommation.

La CRE s’est toutefois rendue compte d’un problème auquel le marché seul ne répond pas. EDF n’a plus de vraie incitation à produire en même temps que les renouvelables pour réguler la tension avec ses machines tournantes (turbines à vapeur). La CRE doit alors trouver une solution, avec le gestionnaire du réseau RTE, pour pousser à EDF et revenir partiellement à une logique technique d’exploitation du réseau.

Éolien et solaire peinent à réguler la tension

Contrairement aux centrales nucléaires ou thermiques, les installations éoliennes et photovoltaïques, majoritairement raccordées via des onduleurs, contribuent peu à ce service système. Or, l’instabilité de la tension peut entraîner des déconnexions d’équipements, voire des incidents en chaîne, comme le black-out espagnol que le régulateur français a en tête.

Dans sa délibération, la CRE valide ainsi un dispositif d’« imposition de puissance à l’injection » permettant à RTE de réserver à l’avance certaines unités de production. Concrètement, EDF pourra être contraint de maintenir des réacteurs en fonctionnement, y compris en période de prix négatifs, non pour produire de l’électricité mais pour fournir un service de régulation de tension.

Une légère hausse des factures à prévoir ?

Ce nouveau cadre va au-delà du mécanisme d’ajustement existant, jugé insuffisant car limité à des activations de court terme. L’échelle d’activation est beaucoup moins rapide que les ENR, par exemple, qui ajustent suivant les toutes dernières prévisions météo avant livraison effective.

La question de la rémunération questionne. La CRE valide une compensation couvrant le manque à gagner d’EDF : l’indemnisation correspondra à l’écart entre les revenus effectivement perçus sous contrainte et ceux qu’aurait générés une exploitation sans intervention de RTE. Ce coût sera répercuté sur le Turpe et ne devra pas, selon les mots de la CRE, être abusif.

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Le Sénat a adopté, le 13 avril, la proposition de loi relative à l’hydroélectricité, suivant le compromis entre l’État et la Commission européenne. Le texte prévoit la bascule du régime de concession vers un régime d’autorisation pour les installations existantes en mettant à la concurrence une partie des barrages.

Après l’Assemblée nationale, le Sénat valide la proposition de loi relative à l’hydroélectricité, visant à sortir les barrages sous le régime de la concession d’une impasse qui dure. Il ne reste plus qu’à s’accorder en commission mixte paritaire, entre les deux chambres. Cela devrait être une formalité.

L’article 1ᵉʳ acte la transformation juridique des concessions hydroélectriques en autorisations administratives sans remise en concurrence systématique des ouvrages. Cela permet de satisfaire Bruxelles et de garder une grande partie des barrages publics. La réattribution aux concessionnaires devrait permettre de relancer les travaux de rehausse, de modernisation et des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) comme les 500 millions d’euros qu’EDF s’apprête à investir à Montézic.

La sûreté des ouvrages et la gestion hydrologique préservés

Ces nouvelles autorisations contiendront des critères de performance, de sûreté des ouvrages et de gestion hydrologique ainsi que des prescriptions relatives à la continuité écologique. Quand plusieurs exploitants opèrent sur une même vallée, l’ensemble doit être coordonné. Le Sénat s’est particulièrement focalisé sur les articles fiscaux et concurrentiels. L’article 8 redéfinit le régime des redevances et de l’imposition forfaitaire des entreprises de réseaux (IFER) applicable aux ouvrages hydroélectriques.

Plusieurs amendements ont été adoptés afin de neutraliser les effets de la réforme pour les collectivités territoriales : fléchage d’une part des redevances vers les établissements publics de bassin, mécanismes de compensation pour les pertes de recettes et révision de la clé de répartition de l’IFER entre communes et départements.

40% de la production soumise à la concurrence

L’article 12 organise la mise à disposition sur le marché d’une fraction de la production hydroélectrique d’EDF afin de corriger la position dominante de l’opérateur historique, une critique qui était adressée par Bruxelles. Le dispositif initial, qui fixait un plafond de 6 gigawatts (GW) de capacités mises aux enchères, a été réécrit pour coller à l’accord gouvernement-Bruxelles avec un objectif exprimé en volume relatif : au moins 40 % de la production hydroélectrique devra être proposée via des mécanismes d’enchères avec une clause de révision quinquennale.

C’est une question de compatibilité du dispositif avec le droit européen. Les modalités opérationnelles – calendrier, produits mis aux enchères, rôle de la CCRE – devront être précisées par voie réglementaire. Adopté en séance publique, le texte va aller en commission mixte paritaire et devrait être définitivement adopté.

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Le fabricant chinois Fossibot vient de lancer la commercialisation de la F1800, une batterie portable d’un petit kilowattheure dans un format particulièrement compact et léger. Pensée aussi bien pour les vanlifers que pour les bricoleurs, elle propose une solution économique en proposant des caractéristiques limitées à l’essentiel.

La station d’énergie portable est devenue en quelques années un accessoire très prisé par les nomades et particuliers souhaitant s’affranchir des prises électriques pour faire fonctionner leurs appareils en-dehors de la maison. Dans un marché en pleine effervescence, Fossibot entend tirer son épingle du jeu avec le F1800, un nouveau modèle qui mise sur la compacité, la polyvalence et un prix agressif.

Fiche technique de la Fossibot F1800

Un petit kilowattheure dans moins de douze kilos

C’est sans doute l’argument le plus percutant du F1800, avec son prix : peser 11,25 kg tout en embarquant une capacité de 1 024 Wh. La puissance de sortie AC 230 V atteint 1 800 W à travers deux prises, avec une pointe à 3 600 W capable d’absorber les démarrages gourmands d’un réfrigérateur ou d’une machine à café. Autre atout discret mais appréciable : un niveau sonore inférieur à 35 décibels, en deçà de la moyenne du secteur, qui garantit une cohabitation paisible dans une pièce de vie.

Fossibot affirme avoir conçu le F1800 avec une double vocation. Sur le terrain, la station espère séduire les campeurs, les voyageurs en van et les professionnels itinérants grâce à ses multiples sorties (AC, USB-A, USB-C, DC, allume-cigare 12V) et à sa possibilité de recharge sur des panneaux solaires jusqu’à 500 W. Ses caractéristiques restent toutefois modestes, logiquement alignées avec le prix de vente, et ne pourront pas satisfaire les usages très énergivores (tronçonneuses professionnelles, perforateurs, broyeurs de végétaux…)

80 % récupérés en 45 minutes sur secteur

Sur le plan technique, le F1800 intègre un système de gestion de batterie (BMS) complet, avec des sondes thermiques dédiées surveill­ant en permanence la température des cellules et des composants électroniques. Branché sur secteur à 1 200 W, l’appareil atteint 80 % de charge en 45 minutes seulement selon le fabricant. L’application mobile Fossibot complète l’ensemble en permettant une programmation des cycles de charge et de décharge, l’activation du mode ECO, et le réglage du courant en courant continu. Un écran LCD affiche également les paramètres de base directement sur la batterie.

Affiché à 799 euros en prix catalogue, le F1800 est actuellement proposé en promotion à 479 euros sur le site de FOSSiBOT et sur Amazon — soit une réduction de plus de 40 %. Reste à voir si la durabilité et le service après-vente seront à la hauteur des ambitions affichées, des critères déterminants pour fidéliser une clientèle de plus en plus exigeante sur ce segment extrêmement concurrentiel.

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Le port de Marseille Fos a inauguré un dispositif permettant de connecter simultanément trois grands navires de croisière au réseau électrique terrestre. Une première en Méditerranée, qui vise à réduire la pollution de l’air liée au fonctionnement des puissants groupes électrogènes au fioul lors des escales.

Nous avions découvert les coulisses de l’électrification des navires à quai dans un précédent reportage, évoquant le défi monumental pour brancher les mastodontes des mers au réseau. Quelques mois plus tard, le 11 avril 2026, le Grand port maritime de Marseille (GPMM) entre dans le concret en inaugurant son dispositif dédié aux paquebots de croisière. Désormais, trois postes à quai du terminal croisières peuvent être reliés au réseau électrique terrestre lors de leurs escales.

Baptisé CENAQ (connexion électrique des navires à quai), le système délivre une puissance totale de 48 mégawatts (MW) à une fréquence de 60 Hz, le standard des paquebots de croisière. Chaque bâtiment peut recevoir jusqu’à 16 MW, soit l’équivalent de la consommation d’une ville de 13 000 habitants selon les autorités portuaires, et éteindre ses moteurs thermiques pendant toute la durée de l’escale. En ajoutant les postes de connexion à quai dédiés aux ferrys déjà opérationnels, la puissance totale atteint 108 MW sur les bassins est du port de Marseille-Fos. L’électricité fournie est intégralement d’origine renouvelable, produite en partie par les quelques 80 MW des panneaux photovoltaïques installés sur les hangars portuaires.

Des émissions de particules fines réduites de 75 % lors de l’escale

Les bénéfices environnementaux de cette connexion à quai seraient significatifs : – 80 % d’émissions de dioxyde de soufre, – 75 % pour les particules fines et – 60 % pour les oxydes d’azote, selon une étude de 2024 du Pôle Mer Méditerranée et du Citepa. L’investissement total dans les bassins est dépasse 200 millions d’euros, financé à plus de 50 % par un partenariat public associant l’État, la région Provence-Alpes-Côte d’Azur, le département des Bouches-du-Rhône, la métropole Aix-Marseille-Provence et la ville de Marseille. Les équipements électriques sont issus à 90 % de l’industrie française, affirme le GPMM.

Marseille-Fos se positionne ainsi quatre ans en avance sur la réglementation européenne, qui impose que 90 % des escales de navires de passagers puissent recourir à l’électricité à quai d’ici 2030. Le port avait déjà ouvert la voie en 2017 avec le premier branchement haute tension en 50 Hz pour les ferries desservant la Corse, avant d’étendre le dispositif aux liaisons vers le Maghreb.

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Le rapport remis au Premier ministre par Jean-Bernard Lévy et Thierry Tuot ne signe ni l’arrêt des énergies renouvelables, ni leur relance à tout prix, mais donne des recommandations pour réduire leur coût.

Les appels d’offres étaient à l’arrêt, cela faisait deux ministres de l’Énergie et la troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) n’était toujours pas publiée. Le retard s’accumulait, la filière licenciait, la consommation ne décollait toujours pas et les prix de marché baissiers augmentaient les coûts des renouvelables pour l’État. Être ministre de l’Énergie ou premier ministre, à l’heure des choix, ne devait pas être facile. Alors Sébastien Lecornu, pour temporiser et gagner un peu de temps avant la publication de la PPE3, avait missionné les anciens patrons d’EDF et le directeur de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour penser la rationalisation du soutien aux énergies renouvelables.

En l’espace de deux ans, le soutien public à l’éolien et au solaire a fortement augmenté, passant de 2,6 milliards d’euros en 2024 à près de 6,8 milliards en 2026. À horizon cinq ans, la facture pourrait dépasser 10 milliards d’euros par an. Cela vient du mécanisme de soutien qui garantit des revenus aux producteurs un revenu (où l’État complète la différence entre le niveau du marché et ce tarif), alors même que les prix de gros de l’électricité sont tirés vers le bas par une offre abondante.

Ne pas freiner les renouvelables mais limiter leur coût pour l’Etat

La production renouvelable progresse rapidement mais la consommation d’électricité stagne depuis plus d’une décennie. Les prix sont durablement bas, voire négatifs, notamment lors des pics de production solaire. Dans ce contexte, l’État se retrouve à compenser un écart croissant entre prix de marché et prix garantis, et c’est une ruine pour lui.

Pour autant, ils refusent d’y voir une mauvaise situation. Les dernières annonces de Lecornu sur l’électrification (pompes à chaleur, véhicules électriques…) montrent que notre dépendance aux fossiles pèse sur notre souveraineté, balance commerciale et empreinte écologique. Le véritable enjeu n’est donc pas de produire moins d’électricité mais de mieux aligner l’offre et la demande tout en maîtrisant les coûts.

Nous sortons d’un monde de développement à tout prix pour entrer dans un modèle où les producteurs sont davantage exposés aux signaux de marché, plaide le rapport. Concrètement, cela passe par une réforme des dispositifs de soutien, notamment la réduction progressive des guichets ouverts, notamment pour les petites installations, et de privilégier des appels d’offres compétitifs. À terme, ces appels d’offres pourraient devenir « neutres », c’est-à-dire ouverts à différentes technologies, avec un critère central : le coût de production.

Privilégier les projets de grande taille

Dans le même esprit, le rapport cherche les effets d’échelle en privilégiant les projets de grande taille, plus compétitifs grâce aux effets d’échelle. Il met également l’accent sur la réduction des coûts de développement, regrettant des spécificités françaises (même si, c’est regrettable, il n’est pas allé voir hors des frontières) : délais administratifs longs, complexité des procédures, obstacles juridiques. Autant de facteurs qui renchérissent le coût des projets par rapport à d’autres pays européens.

Niveau financement, comme l’idée qui a germé sur le programme des futurs réacteurs nucléaires EPR2, les auteurs proposent d’étudier la mobilisation des fonds d’épargne gérés par la Caisse des dépôts, notamment issus du Livret A, afin de réduire le coût de la dette des projets les plus capitalistiques, notamment l’éolien en mer.

Changer les critères des appels d’offres

L’épine dans le pied : les contrats solaires anciens. Certaines installations mises en service à la fin des années 2000 bénéficient encore de tarifs de rachat très élevés, parfois supérieurs à 500 euros le mégawattheure. C’était certes dû à leur coût d’investissement élevé à l’époque, mais rien ne justifie ce tarif aujourd’hui. Les rapporteurs évoquent des situations de « sur-rentabilité » et suggèrent d’explorer des voies pour en limiter l’impact.

Enfin, une attention particulière est portée à l’intégration des renouvelables dans le système électrique. Face à la multiplication des épisodes de prix négatifs, le rapport propose d’adapter les règles de soutien afin d’inciter les producteurs à moduler leur production en couplant, par exemple, des AO solaires avec des batteries. Changer le mode de calcul du M0, élargir jusqu’aux centrales de 1 MW l’obligation d’arrêt lors des prix négatifs, augmenter à 300 heures la franchise annuelle pour prix négatifs et ajouter une franchise quotidienne de 2 heures…

Ce rapport est entre les mains du Premier ministre, nous verrons dans les prochains jours les critères des appels d’offres renouvelables, s’ils incluent certaines de leurs recommandations.

L’article Comment l’État veut réduire le coût du soutien aux énergies renouvelables sans les abandonner est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Bricoler ou élaguer à l’autre bout de son jardin, cuisiner à l’électricité dans son van : les batteries portables permettent d’utiliser tout un tas d’appareils sans utiliser de gaz ou de pétrole ni se soucier de la présence d’une prise à proximité. Parmi les nombreux modèles disponibles sur le marché, la Fossibot F2400 est actuellement proposée à 739 € chez Amazon, contre 799 € habituellement. La remise de 60 € s’applique jusqu’au 3 mai 2026.

Il n’y a que l’embarras du choix parmi les innombrables batteries mobiles, aussi appelées « générateurs solaires », commercialisées à ce jour. Autant choisir la moins chère, à performances égales. En ce moment, c’est la F2400 de Fosssibot qui est en promo. Cette batterie de 22 kg qui propose 2 kWh de capacité de stockage pour 2400 W de puissance de sortie AC s’affiche actuellement à 739 € sur Amazon, au lieu de 799 €. La baisse est donc de 60 €, soit 7,5 % de son prix initial.

Une batterie rechargeable sur des panneaux solaires, le réseau ou une prise allume-cigare

Avec sa batterie LiFePO4 de 2 048 Wh et sa puissance AC annoncée de 2 400 W en sortie (et jusqu’à 4 800 W en pic), la F2400 vise les besoins qui dépassent la recharge d’un téléphone ou d’un ordinateur. Elle peut alimenter plusieurs appareils de maison ou de camping, comme un réfrigérateur, une bouilloire, un téléviseur ou des outils, à condition, bien sûr, de rester dans les limites de puissance. Pour la recharger, l’on peut utiliser le réseau (2400 W max), des panneaux solaires (jusqu’à 500 W), les deux en même temps (jusqu’à 1600 W) et même une prise allume-cigare (120 W max en 12 V et 240 W en 24 V).

Son format la rapproche davantage d’une solution de secours ou d’appoint que d’une simple batterie externe. Les dimensions annoncées, 27 x 32 x 39 cm, et le poids (22 kg) implicite d’un tel gabarit la destinent plutôt au transport occasionnel qu’au déplacement quotidien. Elle n’est d’ailleurs pas équipée de roulettes pour faciliter son déplacement.

Quelle autonomie espérer avec la Fossibot F2400 ?

La capacité de 2 048 Wh est assez confortable en fonction des appareils que vous y branchez. Comptez 2,5 jours d’autonomie pour un grand réfrigérateur-congélateur de maison, mais plutôt 5 jours pour un combiné réfrigérateur-congélateur de van aménagé. Si vous l’utilisez pour de gros travaux, l’autonomie chute à quelques heures. Un broyeur de branches de 2400 W ne tiendra qu’une heure, par exemple, avant que la batterie ne doive être rechargée.

Cependant, un ordinateur portable avec un routeur 4 ou 5 G/Wifi pourra fonctionner pendant 6 à 7 jours en utilisation intensive (télétravail par exemple). Vous pouvez même utiliser la F2400 pour cuisiner sur une plaque à induction mobile, une seule cuisson de pâtes consommera moins d’un quart de la capacité totale.

Un prix qui reste dans la bonne zone pour ce segment

À 739 €, la F2400 se situe dans une fourchette plutôt basse pour une station LiFePO₄ de plus de 2 kWh avec forte puissance de sortie. La réduction de 60 € n’est pas massive, mais elle baisse un peu le ticket d’entrée sur un produit dont le prix est surtout justifié par la capacité, la puissance et la durée de vie annoncée.

Le fabricant met en avant plus de 3 500 cycles de charge complets et une garantie de trois ans. Ce sont des éléments à prendre en compte si l’achat vise un usage régulier, voire intensif, plutôt qu’un dépannage ponctuel. Cette offre s’adresse surtout à ceux qui cherchent une station électrique portable sérieuse pour le camping, un véhicule aménagé, un atelier mobile ou une solution de secours domestique. Elle sera moins pertinente pour un usage léger, où un modèle plus compact et moins cher suffirait largement.

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La récente fermeture de centrales nucléaires en Belgique et en Allemagne aurait des répercussions négatives directes sur les émissions de CO₂ de toute l’Europe. Selon une étude, le surplus d’émissions serait de l’ordre de 16,4 millions de tonnes par an. Une nouvelle qui vient conforter la nouvelle politique énergétique européenne qui intègre désormais le nucléaire. À ce sujet, seule l’Allemagne montre encore des réticences, mais pour combien de temps ? 

Si le nucléaire revient depuis quelques années sur le devant de la scène, les stratégies nationales varient encore drastiquement d’un pays à l’autre. Alors que la France travaille à renforcer son parc nucléaire, la Belgique et l’Allemagne affichent toujours une dynamique de désengagement vis-à-vis du nucléaire. Depuis 2022, les deux pays ont débranché un total de 8 GW de capacité de production électrique d’origine nucléaire.

Une récente publication, parue dans Energy Strategy Reviews, a tenté de déterminer l’impact de ces déconnexions à l’échelle de ces deux pays mais également de l’Europe. Les résultats suggèrent un manque à gagner économique, et une perte de réduction des émissions de CO2.

Deux scénarios comparés

Pour en venir à cette conclusion, les chercheurs ont établi trois scénarios 2030 à comparer, en se basant sur l’année 2030. Le premier scénario, qui sert de référence, considère une année 2030 durant laquelle toutes les centrales belges et allemandes sont fermées, ce qui correspond à la politique initiale des deux pays. Le deuxième scénario considère une puissance nominale de 2 GW côté belge. Depuis le déclenchement de la guerre en Ukraine, le pays envisage en effet de redémarrer deux réacteurs d’ici la fin de la décennie. Enfin, le troisième scénario suppose une capacité de production nucléaire de 4 GW pour la Belgique et 4 GW pour l’Allemagne, correspondant à une prolongation de toutes les centrales encore en service en 2021, au moins jusqu’en 2030.

À la lecture de la publication, on constate que la prolongation de ces réacteurs nucléaires aurait permis de réduire les émissions de CO₂ de 16,4 millions de tonnes par an en 2030 en comparaison au premier scénario. Cela représente 5 % d’émissions de moins que le scénario 1. Cette réduction d’émissions se répartit à 56 % pour la Belgique et l’Allemagne, et à 44 % pour les pays transfrontaliers qui peuvent alors profiter plus facilement d’une énergie décarbonée. D’un point de vue économique, cette même comparaison souligne une économie de 1,5 milliard d’euros pour la Belgique et 1,8 milliard d’euros pour l’Allemagne en maintenant les centrales nucléaires, grâce à une baisse des coûts d’exploitation. Dans ce contexte, la réduction des émissions de CO₂ limite également le coût des taxes liées à ces émissions.

Quel avenir énergétique pour l’Europe ?

L’étude suggère que l’abandon du nucléaire par un pays a des conséquences qui dépassent ses propres frontières, et fait résonner les propos d’Ursula von der Leyen, qui a récemment déclaré que « l’Europe a commis une erreur stratégique en se détournant du nucléaire ». D’ailleurs, la Belgique a d’ores et déjà changé d’avis, et a notamment signé l’accord de la COP28 sur le triplement des capacités nucléaires mondiales d’ici 2050. De son côté, l’Allemagne mise depuis longtemps sur la fusion nucléaire plutôt que la fission. Mais face à l’urgence climatique, on pourrait s’attendre, là aussi, à un changement de stratégie. Récemment, la ministre allemande de l’Économie a déclaré que le gouvernement devrait s’intéresser à nouveau à l’énergie nucléaire.

L’article Les fermetures des réacteurs nucléaires belges et allemands freinent la décarbonation de l’Europe est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La liste des projets de SMR français s’allonge. Moins connue que ses rivales, la startup française Otrera travaille à la mise au point d’un SMR à neutrons rapides, et vise une première divergence en 2032. Pour réussir son pari, la startup peut compter sur un atout de taille : l’ancien responsable du projet ASTRID.

Le nom Otrera ne vous dit peut-être rien, mais cela ne devrait pas durer. Cette startup issue du Commissariat à l’énergie atomique (CEA) a l’ambition de concevoir un mini-réacteur modulaire (SMR) à neutrons rapides refroidi au sodium, et d’industrialiser sa fabrication en France. Sur le papier, ce nouveau projet a de nombreux arguments à faire valoir. Otrera promet une capacité thermique de 300 MW pour 110 MW électriques, en visant la cogénération chaleur/électricité.

En parallèle, le SMR se distingue par son design particulièrement compact. Par exemple, sa cuve ne dépasse pas les 3 mètres de diamètre, ce qui devrait faciliter son implantation à proximité des agglomérations ou sur des sites industriels. Enfin, il devrait être alimenté via des combustibles recyclés comme le HALEU. Le changement de combustible ne devrait avoir lieu qu’une fois par décennie.

La technologie de refroidissement au sodium est réputée dangereuse, à cause de la grande réactivité chimique de ce métal. Mais Otrera aurait conçu de nombreux mécanismes de sûreté passifs, avec notamment plusieurs niveaux de confinement.

L’ancien patron du projet ASTRID aux manettes

Si la mise en service d’un premier démonstrateur industriel n’est pas prévue avant 2032, les équipes d’Otrera travaillent à la construction d’une usine de production à Cherbourg. La première pierre de cette dernière devrait être posée en 2027, pour une mise en service en 2029. À terme, elle devrait permettre la production en série de nombreux éléments comme les pompes, les échangeurs ou encore les cuves.

À la lecture des caractéristiques de ce SMR, vous avez peut-être constaté des similitudes avec le projet ASTRID sur la technologie choisie, et ce n’est pas un hasard. Le fondateur d’Otrera n’est autre que Frédéric Varaine, ancien responsable du programme ASTRID. Si lui et Jean-Eric Lucas, cofondateur d’Otrera, ne comptent pas « refaire ASTRID », l’expérience accumulée sur le successeur de Superphénix a notamment permis aux équipes d’Otrera de faire des choix technologiques différents.

L’article Nucléaire : la start-up française Otrera veut ressusciter les réacteurs à neutrons rapides avec un SMR est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Une étude de SolarPower Europe, le lobby européen du solaire, explique que l’énergie photovoltaïque a fait économiser 1,9 milliard d’euros sur les factures d’électricité depuis la guerre en Iran.

Publiée début avril, l’étude de Solar Power Europe montre à quel point le solaire a évité l’explosion des factures liées au prix du gaz et à la guerre en Iran. Sur les dix-sept premiers jours de la guerre et en considérant les 20 térawattheures (TWh) d’électricité produits par le solaire, si cette production avait été assurée par des centrales à gaz, la facture énergétique dans l’UE aurait explosé de 1,9 milliard d’euros.

Chaque jour, selon le lobby qui voit le pire scénario pour donner la comparaison la plus favorable au solaire, il aurait ainsi permis d’économiser plus de 110 millions d’euros. Sur l’ensemble du mois de mars, ces économies auraient été de 3,77 milliards d’euros. En extrapolant sur l’année 2026 et avec des prix du gaz maintenus à un niveau élevé, les gains pourraient approcher 67 milliards d’euros. Et si la politique solaire était encore plus volontariste, ce serait 170 milliards d’ici 2030.

Prix du gaz en augmentation de 70%

« Accélérer les solutions de flexibilité non fossiles doit devenir une priorité absolue », explique Dries Acke, directeur général adjoint de SolarPower Europe dans le communiqué. Et d’évoquer le stockage par batterie, la flexibilité de la demande et les interconnexions comme les outils les plus efficaces pour réduire la dépendance au gaz et stabiliser les prix de l’électricité.

Le 31 mars, Dan Jørgensen, commissaire européen à l’Énergie, rappelait que le prix du gaz avait augmenté de 70 % depuis le début du conflit. « L’énergie propre produite localement, l’électrification, les interconnexions modernisées et l’efficacité énergétique sont les seuls moyens d’avancer », plaidait-il. Le lobby du solaire souhaite un plan d’action urgent pour décorréler les prix du gaz et de l’électricité par les solutions qu’il prône : solaire et flexibilités.

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