La Cour des Comptes critique sévèrement, dans un rapport de 97 pages, les surcoûts de l’EPR de Flamanville, encore plus grands que prévu, selon ses calculs. La filière nucléaire est « loin d’être prête » à mener le programme du nouveau nucléaire français dans son rapport publié le 14 janvier.

Le rapport de la Cour des comptes, publié le 14 janvier 2025, livre une critique du chantier de l’EPR de Flamanville et du programme EPR2. Les magistrats mettent en évidence des coûts dépassant les prévisions : 23,7 milliards d’euros pour l’EPR de Flamanville (contre 3,3 milliards initialement prévus en 2007). Cette somme prend en compte les frais de construction (15,6 milliards d’euros en euros 2023), les dépenses liées à la première phase d’exploitation et les provisions pour démantèlement​​​.

La Cour déplore que « les retards accumulés et la mauvaise gestion aient fait exploser les coûts, compromettant gravement la rentabilité du projet. » Elle ajoute que pour atteindre une rentabilité de 4 %, « le prix de vente de l’électricité devrait dépasser 138 €/MWh », un niveau largement supérieur au tarif cible de 70 €/MWh négocié entre l’État et EDF​​.

Un programme EPR2 sous pression

Le programme EPR2, censé relancer la filière nucléaire française, est, lui aussi, sévèrement apprécié. La Cour constate une « absence de devis abouti et un plan de financement encore flou », qui freinent la décision finale d’investissement. Entre 2020 et 2023, les coûts prévisionnels sont passés de 51,7 à 79,9 milliards d’euros, une augmentation de 30 %. Ces dépassements, combinés à une « accumulation de risques et de contraintes », pourraient « conduire à un échec du programme »​​.

Malgré tout, le rapport souligne l’importance de ce programme pour maintenir les compétences de la filière et atteindre les objectifs climatiques. Cependant, il recommande de « sécuriser le financement et avancer les études de conception détaillée avant toute décision d’investissement »​.

Des ambitions internationales où l’exposition de l’État doit baisser

Alors qu’EDF envisage des projets internationaux pour accroître la compétitivité de son programme, la Cour des comptes invite à la prudence. « Chaque projet doit être générateur de gains chiffrés et ne pas retarder le calendrier du programme EPR2 en France », prévient-elle. La multiplication des projets à l’étranger, notamment au Royaume-Uni (Hinkley Point C, Sizewell C), fait peser un risque financier important sur l’entreprise, et sur l’État puisqu’il reste l’actionnaire unique​.

La Cour recommande que « l’exposition financière d’EDF dans les projets internationaux soit significativement réduite. » Elle évoque notamment une possible cession partielle de la participation d’EDF dans Hinkley Point C pour limiter les risques. L’État, bien qu’il soit seul actionnaire, est encouragé à jouer un rôle plus modéré pour éviter de mettre en péril le développement des EPR en France, un programme jugé stratégique pour la transition énergétique​.

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Il est parfois bon de se replonger dans l’histoire, et pas seulement celle des grandes personnalités publiques, mais aussi l’histoire faite par les petites gens. Et c’est dans une vidéo INA dénichée par un paysan sur LinkedIn que nous allons trouver un aspect, étonnamment moderne dans son esprit, de la transition énergétique.

La vidéo a été diffusée par l’émission Lorraine soir de l’ORTF, le 10 janvier 1974. C’est un reportage assez court : 2 min et 23 secondes, qui commence par l’image d’un coq qui chante, tandis que le journaliste donne le ton : « la revanche du fumier sur l’or noir ».

Pour certains, le choc pétrolier ne s’est pas produit

Il faut dire que 1974, c’est juste après le premier choc pétrolier. Ce dernier a suivi, en 1973, le début de la Guerre du Kippour qui opposa Israël d’une part et une coalition arabe menée par l’Égypte et la Syrie. La forte hausse du cours du pétrole – un quadruplement en six mois – a conduit de nombreux pays importateurs à chercher des moyens de diversifier leur production d’énergie. En France, est lancé, en 1974, le Plan Messmer visant à accélérer le déploiement du programme électronucléaire. C’est également à cette époque qu’a été lancé le slogan « en France, on n’a pas de pétrole, mais on a des idées », resté encore célèbre aujourd’hui.

Dans ce contexte, produire du gaz à partir du fumier se met à présenter un tout nouvel intérêt. Ainsi, ce reportage de l’ORTF sur André Dupuis, éleveur, et qui, en matière d’énergie, est à la pointe de solutions locales depuis plus de vingt ans.

Une installation rustique d’une grande simplicité

L’installation est composée de trois cuves en ciment de 8 m³ chacun. Le fumier, issu de la litière produite par une vingtaine de vaches, est versé dans ces cuves une fois par mois en moyenne. Il y est ensuite continuellement arrosé pendant une semaine, de façon à démarrer la fermentation. Le gaz produit est ensuite testé par brûlage, puis il est accumulé dans un gazomètre, c’est-à-dire dans une grande cuve légèrement mise sous pression par une cloche métallique.

Chaque jour, l’installation produit environ 4 m³ de gaz, lequel est ensuite employé pour le chauffage ou pour la cuisson. Seul inconvénient relevé par monsieur Dupuis : les jours de grand froid freinent la fermentation.

Une grande synergie dans l’environnement paysan

L’installation n’a pas coûté cher à l’éleveur. Il l’a construite lui-même pour la plus grande part, et notamment les cuves en ciment. Il n’a fait appel à un artisan que pour les travaux de chaudronnerie. Le gaz produit, lui, ne lui coûte rien, si l’on excepte le temps de travail nécessaire au remplissage et à la vidange des cuves, que Monsieur Dupuis qualifie ainsi : « c’est pas formidable ».

Par ailleurs, la méthanisation conduit à augmenter la valeur du purin qu’il reste après fermentation, d’environ 1/3 selon l’éleveur. Le purin, en effet, conserve après méthanisation une plus grande proportion de son azote qu’en simple compostage : cet azote s’y trouve sous une forme soluble dans les phases liquide et solide, plutôt qu’être perdu sous forme gazeuse. Une part importante de l’azote pourra directement être utilisée par la végétation sur laquelle le purin sera épandu.

Aujourd’hui, la méthanisation est une solution en plein développement.  Autonomie énergétique, décarbonation, protection de la biodiversité, ce sont des technologies du low-tech, visant à faire simple et peu coûteux, au niveau local. En France, l’association PicoJoule notamment, est très active dans ce domaine. Au regard de nos enjeux actuels, énergétiques, mais également en matière de recyclage et d’écosystème, ce reportage INA est belle une illustration du « Retour vers le futur » que nous réserve certains aspects de la transition énergétique.

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Grâce à certains vendeurs qui n’hésitent pas à proposer des promotions redoutables, les kits solaires sont de plus en plus abordables. Le kit que nous venons de trouver en est l’exemple parfait : il donne accès à 2 000 Wc de photovoltaïque pour moins de 800 € !

Et si les soldes d’hiver étaient le meilleur moment pour investir dans un kit solaire ? Déjà, la semaine dernière, un kit de 880W nous avait fait de l’œil. Cette fois, c’est un autre vendeur qui a décidé d’exploser le tarif de l’un de ses kits.

Sur le site Mater France, pour 779 €, vous avez droit à un kit composé de :

• 4 panneaux Leapton Solar 515 Wc Bifacial de type N,
• 1 micro-onduleur Deye Sun-M200G4 de 2000W,
• 1 suivi de production Wi-Fi intégré,
• 1 câble Plug & Play de 5 mètres.

Les 4 panneaux solaires sont composés de cellules de type N dont le rendement s’élève à 23,16 %. Le fabricant propose une garantie de 25 ans. Du côté de l’onduleur, celui-ci dispose d’une garantie de 10 ans. Néanmoins, sûr de son matériel, le vendeur propose en option gratuite une extension de garantie du micro-onduleur à 25 ans.

Question fixation, rien n’est inclus pour le tarif de 779 €. En revanche, le site propose en option de nombreux systèmes de fixations, permettant une adaptation à différents types de poses.

Un kit amortissable en à peine plus d’un an ?

En combien de temps est-il possible d’amortir ce kit ? La réponse dépendra de nombreux critères comme leur implantation géographique, leur inclinaison ou encore leur orientation. Néanmoins, nous nous sommes essayés à un rapide ordre de grandeur. Selon le simulateur AutoCalSol, avec une orientation et une inclinaison idéale (30° d’inclinaison, orientation sud), il serait possible de produire environ 2 590 kWh sur l’année.

En prenant l’hypothèse que cette production peut être entièrement consommée grâce à une adaptation des habitudes de vie, il serait ainsi possible d’économiser presque 650€ sur l’année au tarif unique actuel (0,2516€/kWh). Vous l’aurez compris, à un tel prix, ce kit solaire peut être très vite rentabilisé !

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En 2024, l’Allemagne a franchi le cap des 100 gigawatts (GW) de capacité solaire installée. Il reste du chemin à parcourir entre les projections communiquées par l’association allemande de l’industrie solaire (BSW) et le régulateur allemand BNetzA, et l’objectif allemand à 2030, fixé à 215 GW.

Avec 17 GW de nouvelles installations en 2024, le parc photovoltaïque allemand a enregistré une croissance de 10 % par rapport à 2023. D’après les projections de l’association allemande de l’industrie solaire (BSW) et le régulateur BNetzA, le pays outre-Rhin vient de franchir les 100 GW de capacité solaire installée. Ce développement résulte principalement de l’essor des parcs solaires au sol, qui ont progressé de 40 % avec 6,3 GW d’ajouts. Désormais, ils constituent près d’un tiers des nouvelles capacités installées.

Ce dynamisme contraste, en revanche, avec le recul observé sur le segment résidentiel. L’ajout d’installations photovoltaïques domestiques, bien que majoritaires avec 38 GW de capacité totale, ont reculé de 15 % en 2024. En parallèle, les toitures commerciales ont affiché une hausse notable, avec une croissance de 25 % de nouvelles installations.

Des défis à relever pour 2030

Malgré ces avancées, le chemin vers l’objectif national de 215 GW d’ici 2030 reste semé d’embûches. Carsten Körnig, directeur général de l’association allemande de l’industrie solaire (BSW), ne manque pas de rappeler auprès de l’écho du solaire que « le prochain gouvernement fédéral devrait réduire les barrières à l’entrée du marché et garantir un cadre d’investissement attractif ». Par exemple, les systèmes « plug-and-play » séduisent les ménages allemands avec une capacité qui a doublée pour atteindre 0,7 GW en 2024.

Un autre défi clé réside dans l’intégration du solaire au réseau électrique. Lors des journées très ensoleillées, la production peut dépasser la consommation, mettant en péril la stabilité du réseau et introduisant des prix négatifs récurrents. Et l’Allemagne, qui s’est rendue dépendante des imports d’électricité depuis ses voisins, n’a toujours pas prévu de système de stockage d’énergie de très grande ampleur. En 2024, le solaire a couvert 14 % des besoins électriques allemands, contre 12 % en 2023.

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Cette année, de nombreux kits solaires sont bradés à l’occasion des soldes d’hiver 2025.  Le spécialiste des solutions solaires Mater France n’est pas en reste, avec une offre particulièrement intéressante : un kit solaire prêt à brancher composé de 6 panneaux cumulant 3 090 W de puissance et une batterie Zendure de 1,9 kWh. Câbles et micro-onduleurs sont également inclus, pour « seulement » 2 229 €, soit un prix tellement bas qu’on en vérifierait presque trois fois la facture !

Avec ses six panneaux Leapton Solar 515W bifaciaux, le kit solaire soldé par Mater France promet un rendement de 23,16 %, avec un petit bonus : il capte la lumière de l’arrière grâce à son caractère bifacial, parce que même les murs blancs de votre jardin méritent d’être utiles. Résistants à des vents de 2 400 Pa et à des charges de neige de 5 400 Pa, ces panneaux pourraient probablement survivre à une tempête ou à un mammouth sur le toit (même si ça reste à tester). Et avec 30 ans de garantie sur la production, vous pourriez presque les léguer à vos petits-enfants.

Ajoutez à cela les micro-onduleurs Deye, qui gèrent l’énergie avec un rendement de 96,5 %. Oui, 96,5 %, parce que viser 100 %, ce serait se heurter aux limites de la physique. Et n’oublions pas la batterie Zendure Hyper 2000 + AB2000S, capable de stocker 1,9 kWh d’énergie. Avec son système anti-incendie par aérosol, elle pourrait presque participer à une mission spatiale.

Avantages et inconvénients

L’avantage principal de ce kit ? Son prix. Sérieusement, à 2 229 €, c’est presque un cadeau pour un kit d’une telle puissance intégrant une batterie. L’installation est aussi simple qu’un meuble suédois : une fois fixés à leur support, il suffit de brancher les câbles… et il n’y a même pas de risque d’inverser le rouge et le noir. Avec une production annuelle estimée à  4 757 kWh, ce kit pourrait vous faire économiser 1 196 € par an selon la boutique qui le vend. De quoi financer votre café, votre abonnement streaming, ou vos bougies (pour les jours sans soleil après avoir siphonné les 1,9 kWh de la batterie incluse).

Côté inconvénients, il faut prévoir un peu de muscle : chaque panneau pèse 27,7 kg, soit l’équivalent d’un (très) gros sac de patates. Et pour les six panneaux, vous aurez besoin de deux prises dédiées. Si votre maison date du siècle dernier, il faudra probablement réviser l’électricité. Mais bon, c’est le prix pour gagner un peu en autonomie énergétique.

Une promo à saisir avant qu’elle ne parte en fumée (pas littéralement)

À 2 229 €, ce kit solaire est une affaire en or (ou en rayons UV, humour de programme informatique, ne cherchez pas). Pour ce prix, vous obtenez une solution prête à l’emploi, puissante et durable, avec des garanties qui rivalisent avec celles d’un bon mariage. Les soldes d’hiver 2025 sont le moment idéal pour investir et commencer à générer votre propre énergie. Mais dépêchez-vous, cette promo ne durera pas éternellement – contrairement à vos factures, elles.

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Un bon plan qui pourra intéresser ceux qui se chauffent au moyen de radiateurs à eau, via une chaudière à gaz, fioul ou une pompe à chaleur, par exemple. Les kits de démarrage sans fil Tado avec têtes thermostatiques sont affichés à prix cassés à l’occasion des soldes d’hiver 2025. Ces kits permettent de gérer avec précision les températures dans toutes les pièces équipées de radiateurs à eau, grâce à des têtes thermostatiques connectées, qui règlent le flux d’eau chaude automatiquement selon la consigne de votre choix.

Avec des radiateurs à eau, il est parfois complexe d’ajuster la température de chaque pièce et d’éviter les gaspillages. Il faut, en effet, tourner manuellement la petite molette de chaque radiateur, ce qui peut être contraignant. Par défaut, de nombreux utilisateurs laissent ainsi des pièces peu ou pas utilisées être chauffées en permanence. De l’énergie inutilement consommée, ce qui a nécessairement un impact sur la facture.

Pourtant, il existe une solution pour piloter la température de chaque radiateur en toute simplicité : la tête thermostatique connectée. Son installation à la place de l’ancienne tête à réglage manuel ne nécessite aucun outil. Ensuite, il suffit de régler la température de consigne via une application smartphone et la tête opère le radiateur en toute autonomie. Fini les chambres chauffées au maximum en journée alors qu’il n’y a personne.

Parmi les plus grandes marques qui conçoivent et commercialisent de tels dispositifs, on retrouve notamment Tado. Ses kits thermostatiques, déclinés en différentes versions, sont proposés à prix cassés pour les soldes d’hiver 2025, et particulièrement sa dernière version « X ».

Caractéristiques techniques du kit thermostatique Tado X

Le kit Tado sans fil comprend un thermostat central intelligent, une passerelle Internet et quatre têtes thermostatiques connectées. Voici ses principales spécifications :

• Compatibilité : Fonctionne avec la majorité des systèmes de chauffage central, notamment les chaudières gaz, fioul ou pompes à chaleur.
• Connectivité : Intégration avec les assistants vocaux comme Amazon Alexa, Google Assistant et Apple HomeKit pour une gestion simplifiée à la voix.
• Fonctionnalités avancées :
  • Géolocalisation pour adapter le chauffage selon la présence des occupants.
  • Programmation intelligente via l’application mobile Tado.
  • Analyse de la qualité de l’air intérieur et extérieur.
  • Détection des fenêtres ouvertes pour économiser l’énergie.
• Installation sans fil : idéal pour les logements où le câblage est limité ou inexistant.
• Compatibilité multizones : les 4 têtes thermostatiques permettent de contrôler indépendamment jusqu’à quatre pièces.

Avantages et inconvénients du kit thermostatique Tado X

🟢 Économies d’énergie : la programmation intelligente réduit considérablement les dépenses énergétiques. Il est possible de réduire ou couper le chauffage en journée, pièce par pièce.

🟢 Confort personnalisé : température ajustée précisément dans chaque pièce selon les besoins des occupants.

🟢 Facilité d’installation : l’absence de câblage simplifie la mise en place. Aucun outil nécessaire : il suffit de dévisser l’ancienne tête et de visser la nouvelle.

🟢 Écosystème connecté : intégration fluide avec d’autres appareils domotiques.

🟠 Prix élevé hors promotion : habituellement vendu au-delà de 500 €, ce kit représente un investissement initial important. D’où l’intérêt de l’acheter en soldes.

🟠 Dépendance à l’application mobile : la gestion complète passe par un smartphone, ce qui peut être contraignant pour certains utilisateurs. Il reste possible de régler manuellement la température sur chaque tête.

🟠 Abonnement optionnel : certaines fonctionnalités avancées nécessitent un abonnement payant.

Profiter des soldes pour économiser l’énergie sans se ruiner

En ce moment, le kit Tado sans fil avec ses 4 têtes thermostatiques bénéficie d’une réduction exceptionnelle chez Darty et Amazon. Disponible au prix de 339,99 €, contre plus de 500 € en temps normal, il représente une économie de 32 %. Ces soldes sont une opportunité idéale pour vous équiper d’un dispositif performant tout en maîtrisant votre budget. Attention, cette offre est limitée dans le temps !

Le kit Tado sans fil, grâce à sa technologie avancée et sa simplicité d’utilisation, se distingue comme un choix pertinent pour optimiser votre chauffage. Avec les soldes en cours, il devient encore plus attractif. Que vous souhaitiez réduire votre facture énergétique ou améliorer votre confort thermique, ce kit est à privilégier.

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Qui pourra freiner l’avancée du parc éolien de Dunkerque ? Malgré les critiques et les oppositions qui s’enchaînent, le projet semble suivre son cours avec le récent avis favorable de la commission d’enquête sur le sujet. 

C’est presque une tradition : chaque projet de parc éolien offshore doit faire face à de nombreuses oppositions. Encore plus clivantes que leurs homologues terrestres, les éoliennes marines suscitent autant des espoirs de décarbonation que les craintes d’un paysage défiguré, ou d’une biodiversité altérée. Cette opposition constante aura, par exemple, fait vaciller le parc de Saint-Brieuc sans, toutefois, empêcher sa mise en service en 2024. À peine attribué, le projet AO5 Bretagne sud se retrouve, lui aussi, sous le feu des critiques.

Dans le Nord, voilà plusieurs années que le parc éolien de Dunkerque subit, lui aussi, des critiques, mais les récentes actualités ne devraient pas arranger la situation.

Les habitants du Nord ont dit non, mais la commission d’enquête dit oui

Il y a quelques mois, du 8 avril au 1ᵉʳ juin 2024, se tenait l’enquête publique portant sur le parc éolien en mer de Dunkerque. Durant ces quelques semaines, 2 882 contributeurs se sont exprimés sur le projet. Au total, l’enquête publique a réuni près de 94,4 % d’avis défavorables, contre 4 % d’avis favorables. Néanmoins, les commissaires enquêteurs ont émis un avis favorable en évoquant « l’intérêt public majeur du projet ». Pour justifier cet avis, la commission d’enquête a notamment rappelé les objectifs de neutralité carbone fixés par la France.

Les opposants représentés par l’association Vent Debout 59 ont dénoncé un manque de démocratie. Ils réclament particulièrement que l’avis des habitants de Dunkerque soit demandé pour le maintien – ou non – du projet.

La Belgique s’oppose également au projet

Malgré l’intérêt du parc à l’échelle nationale, c’est son emplacement qui concentre les critiques, notamment du fait de sa localisation dans une zone classée Natura 2000. Très proche de la Belgique, il inquiète également les maires des communes littorales belges, qui y voient un risque pour leur activité touristique. Enfin, le port d’Ostende s’oppose à l’emplacement du parc depuis 2018. Les éoliennes se situent sur la route de Dyck, une route maritime historique entre la Belgique et l’Angleterre. Si celle-ci avait été fermée en 2013, le port belge aurait pour projet de rouvrir des lignes de ferry empruntant cette voie. Face à l’absence de communication de la France sur le sujet, le port d’Ostende a décidé de saisir la justice belge.

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D’ici 2030, un immense parc solaire devrait voir le jour dans le désert de Kubuqi, en Mongolie-Intérieure. Un projet démesuré dont le chantier a récemment été pris en photo par l’agence spatiale américaine (NASA).

Récemment, on évoquait la mise en service de la centrale solaire la plus haute du monde, située à 5 228 mètres d’altitude en Chine. C’est dans ce même pays qu’un nouveau projet spectaculaire est en construction.

Il s’agit d’un immense parc photovoltaïque qui sera implanté dans le désert de Kubuqi, qualifié de « mer de la mort », en Mongolie-Intérieure. Contrairement à la Mongolie extérieure qui est un pays indépendant que nous connaissons sous l’appellation de Mongolie, la Mongolie-Intérieure est une région autonome de Chine. Principalement désertique, ce territoire va donc accueillir un gigantesque parc solaire. Dans le détail, le projet qui doit entrer en service en 2030 devrait s’étendre sur une longueur de 400 km pour 5 km de largeur. Sa capacité finale installée sera de 100 gigawatts dont 5,4 le seraient déjà. Cela équivaut à la totalité de la puissance solaire déployée en Allemagne, par exemple.

Images satellites du sillon matérialisé par le désert du Kubuqi, sur lequel s’etendront les centrales solaires. La ligne bleue représente 400 km / Images : Google Earth.

Deux centrales solaires géantes déjà installées

La Nasa a pris des photographies du site en 2017 et décembre 2024, attestant de la présence de nombreux panneaux solaires installés entre ces deux dates. Actuellement, une centrale de 2 GW est déjà présente, installée par l’entreprise d’État China Three Gorges. Une seconde centrale de 300 MW est également visible sur les photos. Elle a été construite par la State Power Investement Corp. et ressemble à un cheval depuis le ciel.

Selon le communiqué de l’agence spatiale américaine, les dunes du désert de Kubuqi « sont devenues une mer de possibilités photovoltaïques, transformée par une vague de panneaux solaires récemment installés. Cette construction fait partie du plan pluriannuel de la Chine pour ériger un grand mur solaire, conçu pour produire suffisamment d’énergie pour alimenter Pékin ». Cette zone désertique n’a pas été choisie par hasard. Particulièrement ensoleillée, elle dispose d’un terrain plat et d’une proximité avec des centres industriels. Ce projet est une nouvelle preuve des ambitions chinoises en matière de déploiement des énergies renouvelables.

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Les prix sur le marché de gros de l’électricité a chuté de 16 % dans l’Union européenne (UE) entre 2023 et 2024, porté par la progression des modes de production bas-carbone notamment.

En 2024, les prix de gros de l’électricité dans l’Union européenne ont diminué de manière significative, enregistrant une baisse moyenne de 16 % par rapport à 2023. Ce recul, rapporté par le lobby Eurelectric a porté le prix moyen à 82 euros le mégawattheure (€/MWh) contre 97 €/MWh l’année précédente. Une combinaison de facteurs structurels et conjoncturels explique cette tendance baissière.

Transition énergétique et dynamisme des renouvelables

Les énergies renouvelables ont joué un rôle déterminant dans cette baisse. En 2024, elles ont représenté 48 % de la production d’électricité dans l’Union, dépassant largement les combustibles fossiles (28 %) et le nucléaire (24 %). L’augmentation de la production solaire, éolienne et hydroélectrique, stimulée par des investissements massifs et des conditions météorologiques favorables, a permis de réduire la dépendance aux sources d’énergie coûteuses et polluantes.

Par ailleurs, les prix du gaz naturel ont poursuivi leur décrue, affectant positivement le coût de l’électricité. Cette baisse s’est accompagnée de gains en efficacité et une industrie ralentie. La consommation électrique a progressé de seulement 2 % par rapport à 2023, selon Eurelectric. Cependant, cette hausse reste contenue en raison de la faiblesse de l’activité industrielle dans certains secteurs clés, qui représente plus de 50 % de la baisse de la demande. Si cette tendance a contribué à la baisse des prix, elle souligne également les défis économiques auxquels l’Europe fait face.

Une tendance baissière encore à confirmer

Bien que la baisse des prix de gros soit une bonne nouvelle, plusieurs incertitudes demeurent quant à sa durabilité. Les aléas climatiques, l’évolution des marchés mondiaux de l’énergie et les tensions géopolitiques pourraient rebattre les cartes. Eurelectric rappelle l’importance d’investir dans les infrastructures électriques, comme les réseaux intelligents, pour soutenir une transition énergétique résiliente et efficace.

L’article Prix de l’électricité : il a nettement baissé sur les marchés de gros en 2024 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le contrat des canalisations reliant la Russie à l’Europe, traversant l’Ukraine, a pris fin le 31 décembre 2024. C’est un tiers du gaz européen qui y transitait.

Le 31 décembre 2024, le transit du gaz russe via les infrastructures ukrainiennes a pris fin. Un tiers du gaz européen transitait par ce gazoduc. Cette décision, annoncée dès août par le président ukrainien Volodymyr Zelensky, a mis un terme à un contrat quinquennal entre l’entreprise publique ukrainienne Naftogaz et le producteur Gazprom dont l’État Russe est actionnaire majoritaire.

Ce gazoduc, connu sous le nom de Bratstvo (« Fraternité ») avait continué à fonctionner deux ans et dix mois après le début de l’invasion russe en Ukraine. L’arrêt de ce transit, présenté par Kiev comme une riposte à l’agression russe, constitue aussi une perte pour l’Ukraine, qui percevait des droits de transit conséquents.

Le GNL pour compenser

Pour l’Union européenne (UE), la décision n’a pas provoqué de crise immédiate. Lors d’une réunion du « groupe de coordination pour le gaz » début janvier, la Commission européenne a affirmé que l’approvisionnement était sécurisé grâce aux réserves, remplies à 72 %, et aux importations croissantes de gaz naturel liquéfié (GNL)​​. Toutefois, l’Autriche (dépendante à 80 % de ses besoins au gaz russe) et la Slovaquie, encore très dépendantes du gaz russe en 2024, sont plus inquiètes. Le Premier ministre slovaque prorusse Robert Fico a dénoncé une « décision erronée ». Il n’a eu de cesse de rappeler l’augmentation des prix du gaz, qui ont franchi la barre des 50 euros le mégawattheure (€/MWh), un pic haut depuis octobre 2023​​.

L’arrêt du transit ukrainien reflète l’évolution de la stratégie européenne sur le gaz. Depuis 2022, elle s’efforce à réduire sa dépendance au gaz russe, passée de 45 % des importations en 2021 à environ 19 % en 2024. Cette transition s’appuie sur le développement des infrastructures portuaires permettant de réceptionner le GNL et des partenariats avec des pays comme les États-Unis et le Qatar​. Ce mode de transport est, en revanche, plus cher que le gazoduc.

Une fracture européenne

La fin du transit ukrainien souligne aussi les divisions internes à l’UE. Alors que Bruxelles poursuit son objectif de neutralité carbone d’ici 2050, certains États membres, comme la Slovaquie ou la Hongrie, maintiennent des relations étroites avec Moscou pour sécuriser des approvisionnements à moindre coût. Cette dissonance complique l’adoption d’une politique énergétique unifiée​.

En parallèle, la Russie continue d’approvisionner une partie de l’Europe par d’autres canaux, comme TurkStream et le GNL. Cette situation alimente les critiques, notamment sur la persistance des importations malgré les sanctions contre Moscou. Pour Phuc-Vinh Nguyen, expert en énergie à l’Institut Jacques Delors, interviewé par Le Monde, cette dépendance « renvoie aussi l’Europe à une certaine hypocrisie »​.

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Selon des données de Réseau de transport d’électricité (RTE), le réacteur consomme actuellement davantage d’énergie qu’il n’en produit, avec un solde oscillant entre -59 et -89 mégawatts (MW). Une situation jugée « normale » par EDF, qui insiste sur le caractère transitoire de cette phase.

Alors que Le Canard enchaîné titrait récemment « L’EPR pompe plus de jus qu’il n’en produit ». EDF a répondu en relativisant : « nous n’avons jamais prétendu alimenter le réseau dès le 21 décembre », a affirmé le groupe à Ouest-France. Selon l’énergéticien, « le 21 décembre n’était qu’une étape, et nous faisons exactement ce que nous avions annoncé ». EDF précise être « encore en phase de démarrage », marquée par des essais techniques et des interruptions nécessaires à l’ajustement du réacteur. Justement, durant cette phase de démarrage, les données fournies par RTE montrent une moyenne de production de -72 MW depuis début janvier. La tranche soutire donc 72 MW au réseau.

Cette phase, prévue de longue date selon EDF, se déroule conformément au planning dévoilé le 20 décembre lors de la Commission locale d’information. « Nous sommes encore en phase de démarrage, avec des arrêts, des essais, nous ne sommes pas encore dans une logique de production », insiste l’énergéticien français. Cette période de « production modeste » serait donc normale pour un projet d’une telle envergure.

La courbe de consommation de l’EPR de Flamanville le 10/01/25 / Capture RTE.

La date de démarrage de la production est encore inconnue

L’EPR, encore en rodage, consomme actuellement une quantité significative d’électricité pour faire fonctionner ses systèmes internes et mener à bien les tests. À titre de comparaison, les réacteurs Flamanville 1 et 2 consomment chacun environ 50 MW pour une production de 1 300 MW. Toutes les statistiques de production et consommation peuvent d’ailleurs être consultées par le grand public en temps réel sur le site de RTE.

Le raccordement au réseau constitue une étape clé pour ce chantier débuté en 2007 et marqué par douze années de retard. Avec une puissance annoncée de 1 650 mégawatts, l’EPR est censé participer à la transition énergétique française.

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Et si on commençait la nouvelle année par une bonne nouvelle ? On vient de dénicher LE bon plan de ce mois de janvier avec un kit solaire plug-and-play de presque 900 Wc pour à peine plus de 300 €. Voilà qui devrait vous permettre de gagner un peu plus en indépendance énergétique sans anéantir votre portefeuille. 

Dans vos bonnes résolutions pour l’année 2025, avez-vous prévu de vous lancer dans la production d’électricité solaire ? Si oui, c’est votre jour de chance. Sunity, spécialiste du photovoltaïque, a décidé de brader son kit solaire plug-and-play pour les soldes d’hiver. Résultat : le prix du pack comprenant deux panneaux de 440 Wc passe de 649 € à 309 €. Cela représente une économie de 52 %, rien que ça !

Malgré un tarif dérisoire compte tenu de la puissance affichée, Sunity a mis les petits plats dans les grands. Le kit comprend deux panneaux photovoltaïques bifaciaux pour une puissance totale de 880 Wc. Ils sont associés à un micro-onduleur de 800 Wc. Le tout peut être branché sur une simple prise de courant 230 V pour alimenter votre domicile. Côté fixations, Sunity propose, en option, des accessoires dédiés qui permettent d’installer les panneaux sur différents types de toitures : ardoises, tuiles, bac acier ou encore fibrociment.

Des panneaux bifaciaux de type N pour maximiser la production électrique

L’intérêt majeur de ces panneaux réside dans leur aspect biface, qui les rend idéaux pour une installation au sol, en clôture, ou même en toiture. Les cellules utilisées sont de type N. Elles sont fabriquées à partir de silicium dopé au phosphore. Cette composition multiplie les avantages : les cellules de type N sont moins sensibles aux impuretés métalliques, ce qui améliore leur efficacité et leur durée de vie. De plus, par rapport aux cellules de type P (Silicium dopé au bore), elles captent mieux la lumière diffuse ou faible, notamment en cas de ciel couvert.

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Qu’est-ce qui coûte le plus cher dans un panneau solaire ? Voici une question du plus grand intérêt pour les fabricants. En effet, l’élément le plus coûteux sera celui sur lequel devront se porter les efforts principaux pour réduire les coûts, dans un contexte de compétition acharnée au niveau mondial. Or, il s’avère que la structure de prix s’est renversée, renversant ainsi les besoins d’innovation.

Un panneau photovoltaïque contient de nombreux matériaux : silicium, verre de couverture, conducteurs électriques, cadre des panneaux… Le coût de chacun de ces matériaux va avoir une influence sur le coût du panneau fini, auquel vont bien entendu s’ajouter les coûts de fabrication et de distribution. Or la concurrence exacerbée au niveau mondial (mais surtout en Chine) a conduit à des réductions de coûts sur certains matériaux, tandis que d’autres, très demandés au niveau international, ont vu leur prix croître fortement.

La structure de coût des panneaux photovoltaïques est donc en constante évolution. D’où l’intérêt pour les fabricants de les suivre avec la plus grande attention. En décembre 2024, s’est tenue la conférence de la China Photovoltaic Industry Association (CPIA). Au cours de cette dernière, l’analyste Yao Yao de SinoLink Securities a fait un point sur ces évolutions.

Un renversement de la structure de prix

Le silicium polycristallin, matériau de base permettant la fabrication des cellules photovoltaïques, était auparavant le matériau qui avait le plus d’impact sur le coût de fabrication. Ce n’est plus le cas aujourd’hui, puisque, du fait de la forte croissance de la capacité de production, l’offre a très fortement augmenté. Il ne représente ainsi plus que 9,9 % du coût total, et se trouve relégué en quatrième position.

Vient ensuite l’argent, qui est utilisé pour réaliser des connexions électriques dans le panneau. Son prix a augmenté de 30 % en 2024, tiré par les besoins industriels et la spéculation sur les métaux précieux ; il représente dorénavant 11,6 % des coûts du panneau. En seconde position, le verre, à 13,4 %, dont les capacités de production restent limitées du fait de la politique chinoise.

Quel est donc le matériau qui coûte le plus cher dans un panneau solaire ? La réponse est étonnante : ce n’est dorénavant plus le cœur du panneau qui est le plus coûteux, mais son cadre, constitué d’aluminium, dont la demande mondiale est très élevée. Il représente ainsi 14 % des coûts totaux. Et cela conduit l’industrie à envisager des innovations pour rendre les cadres moins coûteux : conceptions standardisées, alliages d’aluminium, matériaux composites, voire caoutchouc.

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Face aux défis de la corrosion dans ses infrastructures hydroélectriques, EDF adopte une solution ancestrale et efficace : l’anode sacrificielle. Cette technologie, testée et validée sur ses conduites forcées, promet des gains considérables dans la protection contre la corrosion.

Sur un site hydroélectrique, la corrosion est un ennemi de taille. Les conduites forcées, ces imposantes canalisations en acier transportant de l’eau sous pression vers les turbines, subissent des contraintes constantes dues à l’humidité et aux mouvements. Au fil du temps, ces conditions extrêmes dégradent les structures, menaçant leur durabilité et la sécurité globale des installations. Jusqu’ici, EDF utilisait des films étanches pour protéger ses conduites contre l’eau et l’oxygène, mais cette méthode s’avérait insuffisante sur certains points critiques, comme les interfaces entre les conduites et leurs supports en béton, appelées pilettes. Des percements sont toujours observés et chaque année, cinquante des 10 000 têtes de pilettes sont à changer.

Une anode sacrificielle pour protéger l’acier

EDF, avec sa Division Technique Générale (DTG) et des partenaires industriels, a développé une solution directement issue de l’industrie marine : l’anode sacrificielle. Cette innovation sur les conduites forcées repose sur une réaction électrochimique impliquant le zinc, matériau de l’anode et l’acier. L’anode, en contact direct avec l’acier, agit comme un bouclier : elle s’oxyde à la place de l’acier, offrant une protection contre la corrosion. Le principe est chimique : l’alliage sacrificiel a un potentiel électrochimique plus bas que celui de l’acier, donc l’acier devient la cathode, sous conditions aérobiques et d’humidité.

Julien Schwach, expert corrosion au Centre d’Ingénierie Hydraulique (CIH) d’EDF, détaille les résultats auprès du magazine du Centre d’ingénierie hydraulique : « Les deux matériaux fonctionnent un peu comme une pile, au sein de laquelle l’anode – le zinc – se consomme par dissolution, protégeant ainsi la surface de l’acier ». Sur le parc hydraulique, EDF estime à 40 ans la durabilité de la protection ainsi obtenue.

Un gain environnemental et économique

Cette solution, baptisée Cozi (« co » pour corrosion et « zi » pour zinc) par EDF, a déjà été testée sur le site de Fond-de-France, en Isère, où elle a prouvé son efficacité. Contrairement à la méthode traditionnelle, qui nécessitait le remplacement complet des supports corrodés, l’application des anodes sacrificielles réduit, selon EDF, le temps d’intervention de dix à trois jours, divise les coûts par un facteur de quatre à cinq et diminue drastiquement les émissions de CO2. En effet, les rotations d’hélicoptères, indispensables au transport des équipements dans les zones montagneuses, sont grandement réduites.

Un potentiel de déploiement considérable

L’innovation Cozi n’est pas seulement un progrès technique. Avec un bilan carbone treize fois inférieur à celui des méthodes classiques et un brevet déposé, EDF a déjà déployé cette technologie dans le Massif Central. Elle sera bientôt dans les Pyrénées, sur les conduites forcées servant au transit de l’eau du lac d’Oô vers les turbines de la centrale hydroélectrique de Luchon.

Hors des frontières françaises, EDF y voit un marché à conquérir. Selon ses projections, l’Europe compte 10 000 pilettes. Aussi, l’Amérique du Nord, l’Asie du Sud-Est et l’Océanie ont un parc d’ouvrages anciens âgés de 70 à 80 ans. EDF entend aussi valoriser cette innovation auprès d’autres acteurs de l’hydroélectricité. Julien Schwach conclut : « Cozi est une solution robuste, durable et respectueuse de l’environnement. Nous sommes fiers de démontrer que la lutte contre la corrosion peut être menée avec efficacité, tout en réduisant notre empreinte écologique. »

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La Chine commence l’année 2025 comme elle a fini l’année 2024 : en battant des records en matière d’énergies renouvelables. Dernier exemple en date : la mise en service de la plus haute centrale photovoltaïque au monde, d’une puissance de 100 MWc. 

La Chine vient d’annoncer avoir mis en service la plus haute centrale photovoltaïque du monde. Perchée à 5 228 mètres d’altitude, soit exactement 419 mètres au-dessus du toit de l’Europe, elle est composée de 170 000 panneaux bifaciaux, et atteint une puissance totale de 100 MWc. L’installation constitue, en réalité, la deuxième étape d’un projet commencé en 2023. La première phase, située à 5 100 mètres d’altitude, affiche une puissance de 50 MWc et a déjà produit 60 GWh depuis sa mise en service.

Pour optimiser la production électrique de la centrale, une BESS a également été mise en service. Celle-ci affiche une puissance de 20 MW pour une capacité de stockage de 80 MWh. Au total, il aura fallu moins de 4 mois aux équipes chinoises pour réaliser les travaux. Pour atteindre cette vitesse de construction record, malgré les conditions difficiles du site, les entreprises chinoises en charge des travaux ont beaucoup recouru à la préfabrication.

La Chine prend la mesure du potentiel tibétain

Si ce projet doit participer à réduire les pénuries d’électricité qui ont lieu au centre du Tibet en hiver et au printemps, il reflète également une volonté de la Chine d’exploiter pleinement les ressources naturelles de la région autonome du Tibet. D’ailleurs, selon certaines sources, son nom chinois Xizang signifierait « réservoir de ressources naturelles de l’ouest ». Avec une altitude moyenne de 4 200 mètres, le haut plateau du Tibet dispose d’avantages géographiques hors norme. Grâce à ses presque 100 000 km² de glaciers, il donne naissance à quelques-uns des plus grands fleuves du monde, comme le Brahmapoutre, le Mékong ou encore le Yang-tsé.

Vue aérienne de la centrale solaire de Caipeng / Image : China Huadian.

Pour cette raison, la Chine envisage d’y construire, dans les prochaines années, quelque 139 barrages. Parmi eux, on peut citer la future plus haute STEP au monde, dont les travaux viennent de débuter, qui devrait permettre le stockage de 12,6 GWh d’électricité. Plus récemment, le gouvernement chinois vient également d’approuver la construction du plus grand barrage de la planète. D’une puissance de 60 GW, celui-ci devrait voir le jour sur le cours du fleuve Brahmapoutre.

L’énergie solaire y est également fortement développée, afin de profiter d’un ensoleillement important, et d’un rayonnement solaire exceptionnel grâce à l’altitude élevée. Enfin, le Tibet renferme de très importantes réserves de lithium, un élément indissociable de la transition énergétique.

Cette politique de déploiement massif des énergies renouvelables dans la région autonome du Tibet fait tout de même l’objet de controverses. En effet, malgré une volonté de décarbonation, ces projets d’envergure perturbent nécessairement les écosystèmes locaux, au cœur de sites à la biodiversité unique au monde. Ces projets engendrent également d’importants problèmes sociaux, du fait d’une atteinte aux traditions culturelles des populations locales, ainsi que de nombreuses expropriations sans compensation suffisantes.

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Forte de son savoir-faire en matière de stockage d’électricité, l’entreprise chinoise EcoFlow fait désormais un pas dans le monde de la domotique pour permettre une meilleure gestion de l’énergie. Objectif annoncé : nous aider à mieux gérer et donc économiser l’énergie grâce à un assistant intelligent. 

EcoFlow a profité de l’immanquable CES pour dévoiler sa toute nouvelle création. Cette fois, il ne s’agit pas d’une nouvelle batterie, ou de panneaux solaires, mais d’une application, ou plutôt d’un assistant boosté à l’intelligence artificielle. Avec ce dernier, baptisé Oasis, le fabricant chinois se lance véritablement dans le game de la domotique, et promet des économies d’énergies considérables grâce à une gestion optimisée et personnalisée des appareils d’un logement, de ses batteries et de ses panneaux solaires.

Pour y parvenir, Oasis devrait être capable d’analyser l’historique de consommation de l’utilisateur, mais également de prendre en compte le tarif d’électricité, la production photovoltaïque ainsi que les prévisions météo. Grâce à ce travail d’analyse, l’application pourra ainsi proposer des recommandations personnalisées, et automatiser certaines tâches.

Prenons un exemple : si la météo est annoncée au beau fixe pour le lendemain, Oasis serait capable d’y programmer automatiquement le lancement de la machine à laver ou du lave-vaisselle pour optimiser l’usage de la production solaire. Au quotidien, cette production solaire pourrait également être optimisée grâce aux systèmes de stockage du logement. En cas de tempête annoncée, pour éviter tout risque de coupure, le système pourra automatiquement passer en mode « secours » et ainsi prévoir une recharge complète des batteries 24 heures avant le mauvais temps pour bénéficier d’une autonomie maximale.

Une application pour les gouverner toutes ?

Pour rendre toutes ces informations et automatisations digestes, EcoFlow compte sur une application au design soigné et épuré. Il sera possible de créer des dashboard entièrement personnalisés grâce à une trentaine de widgets indiquant, par exemple, l’état des batteries, la consommation électrique ou encore la production solaire.

Pour permettre l’automatisation de certaines tâches, EcoFlow a travaillé à rendre compatible son application avec différents protocoles de domotique. L’entreprise a collaboré avec Shelly, connu pour ses modules et relais intelligents, permettant de contrôler éclairage, volets roulants et autres appareils électriques. Nous avions notamment testé le Shelly EM, un module Wi-Fi dédié à la mesure de la consommation d’électricité.

C’est surtout la compatibilité avec le protocole Matter qui suscite des espoirs. Universel, ce protocole est utilisé par de nombreuses marques comme Google, Apple, Amazon, Samsung ou le désormais traditionnel Philips Hue. Si EcoFlow affiche clairement ses partenariats avec Google, tapo ou tado°, il y a fort à parier que la liste s’allonge dans les mois à venir. On se surprend donc à rêver du jour où l’application permettrait réellement de contrôler tous les appareils de la maison, sans avoir à passer sans cesse d’une application à l’autre.

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Un réacteur nucléaire qui produit moins de déchets nucléaires qu’il n’en consomme ? Oui, c’est possible, et c’est même un principe qui est investigué de longue date. Principe écarté en France pour le moment, une société canadienne veut le mettre en œuvre dans un réacteur innovant, et montre que son utilisation peut réduire l’inventaire en déchets nucléaires. Nous devions y jeter un œil.

Comme souvent dans le nucléaire, les projets portent pour nom des acronymes. C’est le cas en l’occurrence : nous allons parler du SSR-W, pour Stable Salt Reactor – Wasteburner, soit, en français : réacteurs à sels stables – incinérateur. Ce réacteur est conçu par Moltex Energy Canada, une filiale de la société anglaise Moltex Energy Limited fondée en 2014 pour développer la technologie des réacteurs nucléaires à sels fondus (RSF).

Dans ce type de réacteurs, le combustible est présent sous la forme d’un mélange de sels à l’état liquide. Pour le SSR-W, il s’agit d’un mélange de composés du chlore, décrit par la formule suivante : NaCl-MgCl₂-XCl₃. Les deux premiers composés, le chlorure de sodium (NaCl) et le chlorure de magnésium (MgCl₂) sont naturellement présents dans l’eau de mer et sont des composants du simple sel de table. Le troisième composant, est moins naturel : dans le XCl₃, le X peut désigner d’une part l’uranium, ou d’autre part des éléments transuraniens (plutonium et autres actinides mineurs) ou des lanthanides. Ce sont ces derniers éléments qui vont nous intéresser.

Un incinérateur de déchets nucléaires

Les éléments transuraniens et les lanthanides sont justement ceux qui entrent dans la composition des déchets nucléaires et qui sont à l’origine de leur radioactivité. Or le réacteur SSR-W est justement conçu pour pouvoir consommer une quantité importante de ces éléments, et en particulier plus qu’il n’en produit : il s’agit alors d’un réacteur dit « incinérateur » de déchets nucléaires (« burner » en anglais).

Pour ce faire, il consomme du combustible usé issu de réacteurs plus conventionnels, lequel est transformé en combustible pour le SSR-W au travers du procédé WATSS (un nouvel acronyme : Waste to Stable Salts, ou Déchets vers les sels stables). Ce procédé est lui-même ensuite capable de traiter le combustible usé des SSE-W pour le réinjecter et fermer le cycle.

Or, la société Moltex vient de publier une étude qui démontre ce qui était attendu pour son concept : son réacteur s’avère capable de consommer plus de de ces déchets qu’il n’en produit ; pour un réacteur de 1200 MW thermiques, ce sont 25 tonnes d’actinides qui seraient éliminés sur sa durée de vie. Pour les plus affûtés parmi nos lecteurs, l’étude de Moltex est disponible en source ouverte (en anglais).

Aujourd’hui, Moltex a été sélectionné pour construire un réacteur SSR-W sur la centrale de Point Lepreau, où se trouve un réacteur CANDU de 660 MW. L’objectif est de pouvoir consommer le combustible usé produit par ce réacteur. De quoi vérifier si les promesses pourront être mises en œuvre en pratique.

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Les centrales nucléaires françaises pourraient bientôt être alimentées par de l’uranium provenant du désert de Gobie, en Mongolie. Le groupe français Orano et le gouvernement mongol viennent d’annoncer un accord préliminaire qui dessine les contours d’une collaboration pour les 40 prochaines années. 

Orano (ex Areva) s’apprête enfin à concrétiser près de 25 années d’activités exploratoires en Mongolie. Le groupe français vient, en effet, d’annoncer la signature d’un accord préliminaire pour l’exploitation d’une mine d’uranium au sud-est du pays. Ce projet, qui doit désormais être validé par le Parlement mongol, devrait nécessiter 1,6 milliard de dollars (1,54 milliard d’euros) d’investissement. Cela en ferait le deuxième investissement étranger le plus important du pays, derrière la mine de cuivre et d’or d’Oyou Tolgoï, exploitée par Rio Tinto, une entreprise minière multinationale.

Si le projet de mine d’uranium Zuuvch Ovoo est définitivement validé, les travaux préparatoires devraient durer jusqu’en 2027, pour un début d’exploitation en 2028. Orano espère pouvoir extraire jusqu’à 2600 tonnes d’uranium par an d’ici 2044. À la fin de l’exploitation, prévue pour 2060, la réhabilitation du site pourrait durer une dizaine d’années.

Compenser la perte de la mine d’Arlit au Niger

Le projet, porté par Badrakh Energy (coentreprise Orano – MonAtom), pourrait être aussi bénéfique pour la France que pour la Mongolie. En France, cette mine permettrait de sécuriser un peu plus les approvisionnements en combustible nucléaire du parc EDF. Son importance est d’autant plus stratégique qu’Orano vient de perdre le contrôle de la Somaïr, sa filiale minière nigérienne. Au Niger, le nouveau gouvernement putschiste a bloqué à Orano l’accès aux mines de la région d’Arlit. L’équivalent de 300 millions d’euros de stocks d’uranium déjà extraits y seraient bloqués. En 2023, le Niger représentait 16 % de la production mondiale du groupe.

De son côté, la Mongolie cherche à réduire sa dépendance économique à l’extraction du charbon, qui constitue sa principale ressource financière. Surtout, le pays travaille à établir une troisième voie diplomatique pour limiter l’emprise de ses deux pays voisins : la Russie et la Chine. À l’heure actuelle, la Mongolie dépend grandement de la Russie en matière d’énergie, et plus particulièrement en matière de gaz naturel et de pétrole. La Chine, elle, est de loin le principal partenaire commercial de la Mongolie, notamment en matière de minerai. Cet investissement français permettrait donc à la Mongolie de conserver des accords diplomatiques forts avec l’Europe, et ainsi se protéger de la domination de ses voisins.

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Longtemps, les scientifiques ont pensé que l’hydrogène n’existait pas à l’état naturel. Depuis, ils en ont découvert quelques réserves. Et aujourd’hui, des géologues estiment que la quantité de cet hydrogène dit blanc cachée sous nos pieds pourrait être colossale.

L’hydrogène comme carburant de l’avenir. Ils sont encore nombreux à y croire. Mais pour l’heure, l’hydrogène reste largement produit à partir de ressources fossiles. Avec les émissions de gaz à effet de serre qui vont avec. Alors certains travaillent d’arrache-pied pour rendre l’hydrogène bas-carbone meilleur marché. Et ils progressent. Trop lentement toutefois.

Une récente analyse de BloombergNEF laisse entrevoir que le prix de l’hydrogène vert devrait passer d’une fourchette de 3,74 à 11,70 dollars le kilo aujourd’hui à un niveau situé entre 1,60 et 5,09 dollars le kilo en 2050. C’est bien. Mais tout de même trois fois plus que les estimations publiées par le passé. Ainsi, seules la Chine et l’Inde pourraient réussir à rendre leur hydrogène bas-carbone plus compétitif que l’hydrogène gris — celui produit à partir de combustibles fossiles — d’ici le milieu de ce siècle.

L’hydrogène naturel à la rescousse ?

Alors certains espèrent pouvoir se tourner vers une autre couleur de l’hydrogène. L’hydrogène blanc. Celui qui se cache sous la terre. Car dans notre sous-sol, il peut se produire des réactions chimiques qui en libèrent, lorsque les roches entrent en contact les unes avec les autres. Mais les scientifiques pensaient qu’il s’échappait rapidement vers notre atmosphère. Jusqu’à ce qu’on se mette à en trouver des poches dans différentes régions du monde. En France, en Afrique de l’Ouest, en Albanie. Toute la question restait malgré tout de savoir quelles quantités d’hydrogène notre planète pourrait ainsi être capable de produire naturellement.

Aujourd’hui, des géologues de l’U.S. Geological Survey de Denver (États-Unis) apportent une réponse qui fait tourner la tête. Ils ont mis au point un modèle qui tient compte de nombreux paramètres. Les endroits où il a déjà été trouvé de l’hydrogène blanc. Les réserves connues. Ou encore les taux auxquels ils savent que l’hydrogène peut être produit par des processus naturels. Et ils estiment ainsi que le sous-sol de la Terre pourrait contenir quelque 5 600 milliards de tonnes d’hydrogène naturel. Pour vous faire une idée, sachez que cela correspond à près de 30 fois la quantité de pétrole que les exploitants savent encore présents sous terre.

L’autre question qui brûle dès lors les lèvres, c’est : cet hydrogène est-il techniquement et économiquement accessible ? Les chercheurs reconnaissent que, pour une grande part, sans doute pas. Les réserves — dont la localisation reste inconnue — se trouvant probablement trop profondément enfouies, trop éloignées des côtes ou tout simplement trop petites. Mais ils soulignent qu’exploiter seulement 2 % de ces poches suffirait à répondre à nos besoins énergétiques pendant environ 200 ans…

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Spécialisée dans la promotion ludique de l’éolien en mer auprès des jeunes, l’association belge OffshoreWind4Kids dévoile un kit de mini éoliennes marines à assembler. Particulièrement original, il expose les différents types de fondations, flottantes ou fixes, employées pour installer des éoliennes en mer, à travers le charme indémodable des briques de construction en plastique.

Depuis la surface, il n’est pas toujours aisé de reconnaître les différentes fondations d’éoliennes en mer. Pourtant, le socle utilisé par ces turbines a une influence majeure, notamment sur le prix de l’installation, de l’électricité qu’elle produit et sur son impact environnemental. Si notre dossier spécial vous permet de tout comprendre sur ces technologies, l’association belge OffshoreWind4Kids (éolien en mer pour les enfants, en français), est allée plus loin. Elle vient de mettre en vente un kit de 244 briques de construction semblable aux célèbres Lego, déclinant les six principales fondations d’éoliennes en mer :

• Gravitaire : la fondation en béton, qui ancre l’éolienne grâce à son poids colossal.
• Monopile : la fondation la plus courante, qui cloue l’éolienne sur le plancher marin.
• Barge : la plateforme flottante adaptée aux eaux calmes.
• Semi-submersible : le système flottant stabilisé par des flotteurs immergés.
• Ligne à ancrage tendu : pour les éoliennes flottantes placées sur des mers souvent agitées.
• Bouée Spar : pour les éoliennes flottantes en eaux très profondes.

Un outil pédagogique compact et précis

Chaque modèle combine simplicité et précision (dans la limite de ce que les petites briques de construction permettent), proposant une initiation concrète aux concepts d’ingénierie des éoliennes offshore. Avec une largeur comprise entre 5 et 8 cm et une hauteur maximale de 13,1 cm, ces reproductions miniatures trouvent facilement leur place sur un bureau en décoration ou dans un espace d’apprentissage. Outre leur valeur éducative, ces modèles se distinguent par leur compatibilité avec les Lego classiques.

Voir le kit sur OffshoreWind4Kids ↗️

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