L’université de Potsdam, en Allemagne, vient de mettre au point des cellules solaires à base de poussière de Lune. À première vue anodine, cette découverte pourrait jouer un rôle important dans l’exploration spatiale et faciliter l’implantation de bases pérennes sur notre satellite.

Les équipes de Felix Lang, de l’université de Potsdam, sont parvenus à mettre au point une cellule photovoltaïque un peu particulière, en partie composée de cette poussière qui recouvre la Lune : le régolithe lunaire. L’objectif de cette recherche ? Être capable de fabriquer des panneaux solaires sur la Lune pour faciliter une potentielle installation sur place. Pour simuler une fabrication sur la Lune, les chercheurs ont fait fondre une version synthétique de ce régolithe lunaire sans le purifier, et l’ont associé à du perovskite, un matériau déjà utilisé sur Terre pour fabriquer des cellules photovoltaïques.

Un rendement très faible mais des panneaux plus légers

Le rendement relativement faible obtenu, proche des 12 %, s’explique par le manque de transparence du régolithe fondu. Malgré ce rendement, l’intérêt de cette découverte est grand. Les panneaux solaires actuellement utilisés dans le domaine spatial affichent des rendements très élevés (30 % à 40 %), mais sont très lourds. Ils représentent ainsi une très grande part du poids de lancement des satellites mis en orbite. De plus, ces panneaux solaires sont relativement fragiles.

Selon Félix Lang, la fabrication de panneaux solaires directement sur la Lune permettrait de faire baisser le poids de chargement des vaisseaux spatiaux de 99,4 % ! En outre, les panneaux créés à partir de régolithe auraient une plus grande tolérance aux irradiations des protons à haute énergie que l’on retrouve dans l’espace.

Une application encore lointaine

Malgré ce potentiel très intéressant, la route est encore très longue avant que l’on retrouve le pendant lunaire de la future gigafactory française Carbon. Si, toujours selon Félix Lang, il serait possible de faire fondre la poussière lunaire grâce à de vastes miroirs courbés, de nombreuses questions restent en suspens comme l’influence d’une gravité plus faible lors de la fabrication des cellules, ou encore la résistance de ces dernières aux grands écarts de température qui règnent sur la Lune.

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Avec ses gros générateurs carburant à l’éthanol, la start-up franco-suisse WattAnyWhere entend électrifier les usages dans les zones dépourvues de connexion au réseau. Une solution particulièrement utile pour les bornes de recharge pour voitures électriques, les chantiers et les évènements. Un premier test vient d’être réalisé avec succès.

Les groupes électrogènes à essence et diesel sont encore légion sur les chantiers, les festivals et toute autre activité ayant lieu sur un site où l’on ne peut pas se brancher sur le réseau national. S’il est possible, dans certains cas, d’utiliser des batteries mobiles plutôt que ces générateurs fonctionnant aux énergies fossiles, de nombreux usages nécessitent une très forte puissance sur une longue durée, rendant cette solution inadaptée. Des sociétés proposent ainsi une alternative : le générateur à carburant d’origine renouvelable, censé avoir un impact environnemental moins élevé que les hydrocarbures fossiles.

La start-up franco-suisse WattAnyWhere a choisi l’éthanol, qu’elle promet issu de déchets, pour faire fonctionner ses groupes électrogènes. Elle vient d’ailleurs de franchir un cap, le 9 avril, à Sion (Suisse), ou elle dit avoir réalisé avec succès une première démonstration en conditions réelles de sa technologie, sans connexion au réseau. Concrètement, son prototype de générateur a fourni 10 kW en toute autonomie à une borne de recharge pour voiture électrique. À terme, l’idée est de développer des générateurs nettement plus puissants, allant jusqu’à 300 kW et capables de délivrer 100 MWh grâce à leur réservoir d’éthanol. Suffisant, selon nos calculs, pour recharger entièrement 2 000 citadines électriques comme la Peugeot e-208 ou la Renault Zoé, dans des zones sans connexion au réseau public. Reste à connaître le coût du kilowattheure qui sera proposé aux clients.

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Les méga batteries qui fleurissent aux États-Unis, c’est fini ? Majoritairement importés de Chine, les éléments qui composent ces sites de stockage d’énergie sont soumis aux nouveaux droits de douane imposés par Donald Trump. Plusieurs projets en ont déjà fait les frais.

Les nouveaux droits de douane ahurissants voulus par Donald Trump n’ont pas tardé à affecter le secteur américain du stockage d’énergie. Car, si les États-Unis produisent des batteries, ils n’en fabriquent pas suffisamment pour satisfaire son grand appétit, notamment pour la construction des méga sites de stockage par batterie stationnaire. Ainsi, la filière est toujours très dépendante de la Chine pour sa chaîne d’approvisionnement.

Avec des produits désormais taxés à 145 %, plusieurs projets sur le point de démarrer ont immédiatement été suspendus, voire abandonnés. Un projet solaire couplé à du stockage par batterie chiffré à 650 millions de dollars a ainsi renoncé à sa composante batteries, tandis qu’un autre investissement de 750 millions de dollars a été mis en pause. Ces décisions reflètent l’ampleur de l’incertitude créée par les nouvelles politiques commerciales et fiscales.

Parallèlement, le gel des aides fédérales aux énergies renouvelables, promesse de campagne de Trump désormais concrétisée, a porté un coup fatal à plusieurs projets de gigafactories. KORE Power, qui devait construire une usine de batteries en Arizona avec un prêt fédéral de 850 millions de dollars, a abandonné son projet, faute de financements. Même sort pour FREYR, qui renonce à une usine en Géorgie.

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À l’aube de la publication de la nouvelle programmation pluriannuelle de l’énergie, une question anime les débats : les objectifs de déploiement d’éolien et de solaire sont-ils trop élevés ? Pourtant, la vraie question à se poser ne serait-elle pas : les objectifs d’électrification des usages sont-ils suffisants ?

Tandis que la production d’électricité s’est envolée en 2024, bien aidée par la forme olympique du parc nucléaire et des centrales hydroélectriques, la consommation électrique française, elle, reste stable depuis plusieurs années. De ce fait, la France a produit 90 TWh de plus qu’elle n’en a consommé.

Dans ce contexte, nombreux sont les observateurs qui s’inquiètent des objectifs toujours plus grands de déploiement des énergies renouvelables, notamment à travers l’éolien et le solaire. Et pour cause, une production d’électricité, certes décarbonée, décorrélée des besoins réels, pourrait avoir des effets négatifs avec de fortes hausses de prix. Parmi ces observateurs, Vincent Berger, haut commissaire à l’énergie atomique, a indiqué qu’il fallait ralentir sur le déploiement du renouvelable pour éviter cette trop grande différence entre production et consommation.

Ces inquiétudes se concentrent actuellement autour de l’imminente publication de la PPE3 (Programmation pluriannuelle de l’énergie) qui doit fixer les objectifs en matière de production et de consommation d’énergie pour les dix prochaines années. De nombreux acteurs de la vie politique dénoncent une trajectoire pas en accord avec la réalité du pays. Si le texte devait faire l’objet d’un simple décret, et donc éviter un passage par la case Assemblée Nationale, il fera finalement l’objet d’un débat parlementaire sans vote à la fin du mois d’avril.

Sans consommation, la production électrique n’est rien

Néanmoins, les objectifs de déploiement en matière d’éolien ou de solaire sont-ils les véritables problèmes de la politique énergétique française ? Si on parle souvent du faible impact carbone du mix électrique français, il faut rappeler que celui-ci ne compte que pour 25 % de l’énergie totale consommée en France. Le mix énergétique de la France est encore largement dominé par les énergies fossiles, qui comptent pour 63 % de l’énergie finale en 2022.

L’électrification progressive des usages constitue le meilleur espoir d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050. Pour cela, le déploiement massif des énergies renouvelables est effectivement indispensable. En revanche, il n’a de sens que s’il est accompagné d’une solide politique de transition énergétique, intégrant notamment le développement du réseau électrique et du stockage d’énergie à grande ampleur.

Or, la consommation électrique française, en baisse quasi constante depuis la crise du COVID, ne montre pas de signe d’électrification des usages. La réussite de la transition énergétique française tiendra donc à la métamorphose de plusieurs secteurs particulièrement émetteurs de CO2. Parmi ces secteurs, on peut citer le transport, responsable de 123 millions de tonnes de CO2 par an dans l’hexagone, mais également l’industrie (41 Mt CO2/an) ou encore le secteur résidentiel et en particulier le chauffage (33 Mt CO2/an).

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Il n’est plus à quelques mois près. Le premier réacteur nucléaire de type EPR installé en France n’a toujours pas redémarré. Deux problèmes compliquent la phase de mise en service progressive du réacteur, qui promet malgré tout d’atteindre sa puissance maximale durant l’été.

Le redémarrage du réacteur EPR de Flamanville, initialement prévu le 30 mars, est une nouvelle fois repoussé. À l’arrêt depuis le 15 février, EDF évoque une opération de maintenance supplémentaire sur « un matériel situé sur la partie nucléaire ». L’énergéticien précise à nos confrères de l’AFP que les vérifications en cours concernent « la qualité de l’eau du circuit primaire », sans lien avec le précédent désagrément concernant le turbo-alternateur.

Ce dernier dysfonctionnement, toujours sans cause précise identifiée, limiterait la puissance délivrée et nécessiterait une lourde intervention. Démarré fin 2024 avec douze ans de retard, le réacteur a déjà connu deux arrêts techniques. EDF table désormais sur un redémarrage le 17 avril et maintient son objectif de pleine puissance à l’été.

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En un coup de pale, une des éoliennes du parc de Bernargues dans l’Hérault avait tué l’un des derniers sujets d’aigle royal du département. L’exploitant vient d’être lourdement condamné, malgré les mesures qui avaient été prises pour éviter les collisions.

Le tribunal judiciaire de Montpellier a condamné, le 9 avril, l’opérateur du parc éolien de Bernargues (Hérault) à 200 000 euros d’amende, dont 100 000 avec sursis, pour la mort d’un aigle royal percuté par une éolienne en janvier 2023. Le dirigeant de la société Valéco – Énergie renouvelable du Languedoc écope, lui, de 40 000 euros d’amende. De plus, les sept éoliennes de ce parc auront l’interdiction de fonctionner durant une année.

L’aigle royal mâle, dont les déplacements étaient suivis par une balise GPS, faisait partie du dernier couple de cette espèce présent dans le département. Malgré l’installation d’un système de détection censé ralentir les pales en cas de présence d’oiseaux, le dispositif n’a pas suffi à éviter le drame. France Nature Environnement (FNE) et la Ligue de protection des oiseaux (LPO) dénoncent un site qui serait responsable de la mort de dizaines d’oiseaux. Le parc est au cœur d’une longue bataille judiciaire, ponctuée d’annulations de permis de construire et même d’un ordre de démantèlement.

Fin mars, EDF Renouvelables a également été condamnée à cinq millions d’euros d’amende dans une affaire similaire sur le parc éolien d’Aumelas, également situé dans l’Hérault.

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Insuffisamment espacés sur leur rail DIN et sous-calibrés, les disjoncteurs protégeant une borne de recharge pour voiture électrique pourraient surchauffer. L’alerte est lancée par un spécialiste, après une inspection.

Électricien spécialisé dans les infrastructures de recharge pour véhicules électriques (IRVE), Ronmell Carreras a récemment partagé une expérience de terrain pour le moins interpellante sur son compte Linkedin. En intervenant sur une borne installée depuis deux ans chez un particulier, il a constaté une anomalie : un disjoncteur de 32 ampères (A) a été installé à la place d’un disjoncteur de 40 A, et surtout, installé sans séparation avec un différentiel de 40 A. Collés l’un à l’autre, les deux appareils se sont échauffés jusqu’à brunir, sans jamais déclencher les sécurités.

Cette constatation, déjà évoquée par d’autres professionnels, rappelle l’importance du respect des normes et de l’agencement des protections dans un tableau électrique. L’électricien indique qu’il est nécessaire de laisser un petit espace entre les disjoncteurs pour assurer une bonne dissipation thermique. Il préconise même l’installation d’un tableau secondaire dédié à la borne de recharge pour voiture électrique en cas de manque de place.

Un mystère demeure cependant : pourquoi les disjoncteurs, de grande marque et fabriqués en France, n’ont-ils pas réagi à la surchauffe ?

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Le sinistre, qui a entièrement détruit une usine écossaise de recyclage de batteries, n’a pas fait de victimes. La récurrence des incendies interpelle cependant.

Un violent incendie s’est déclaré le 9 avril dans l’usine de recyclage de batteries Fenix Battery Recycling située à Kilwinning, en Écosse. Le sinistre a rapidement pris de l’ampleur, provoquant une série d’explosions et de projections de débris autour du site, entouré par une zone résidentielle. Plusieurs maisons ont dû être évacuées durant quelques heures, le temps de circonscrire le feu. Les autorités ont malgré tout recommandé de maintenir portes, fenêtres et aérations fermées, en raison de la présence de fumées potentiellement toxiques.

Dix véhicules de lutte contre l’incendie ont été mobilisés, et les pompiers sont restés mobilisés toute la nuit pour sécuriser le site. L’agence de santé publique locale a conseillé à la population de ne toucher à aucun débris ou batterie retrouvés dans la zone, mais de signaler leur présence à une entreprise de dépollution mandatée pour nettoyer la zone.

Selon les conclusions d’une enquête conjointe menée par les services d’incendie et la police écossaise, l’origine de l’incendie n’est pas considérée comme suspecte. Le point de départ du sinistre n’a cependant pas été communiqué. Ce n’est pas la première fois que le site est touché : un précédent incendie s’y était déjà déclaré un an auparavant.

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Le sodium-ion est une technologie qui fait de plus en plus parler d’elle, et pour une raison de taille : leur fabrication ne requiert pas de lithium ni de cobalt. De quoi réduire les risques d’une dépendance excessive aux importations de ces minéraux critiques. Reste encore à produire les batteries sodium-ion à une échelle industrielle. C’est aujourd’hui dans les tuyaux pour Tiamat.

Tiamat grandit à toute vitesse. Et comme souvent pour ce type de projet, tout se base sur des recherches longues et patientes. Ce sont ainsi plus de dix ans de recherches qui auront été nécessaires au CRNS pour mettre au point sa technologie de batterie sodium-ion. L’innovation sera brevetée, et la licence d’utilisation exclusive et mondiale sera ensuite attribuée à Tiamat, société nouvelle fondée à Amiens en 2017, comme spin-off (essaimage) du CNRS.

Puis Tiamat lance, en 2023, le premier produit grand public à batterie sodium-ion : une visseuse commercialisée par Leroy-Merlin. S’ensuit une entrée au capital d’investisseurs prestigieux (dont notamment Stellantis Ventures, Arkema et MBDA) et le soutien du programme France 2030. Ne manquait plus que l’usine de fabrication à échelle industrielle.

Produire près de 5 GWh de batterie par an

C’est aujourd’hui chose faite : le projet est dorénavant bien lancé, et le débat public débutera le 28 avril de cette année. L’usine sera implantée sur la commune de Boves, à 10 km d’Amiens. L’usine pourra produire 4,7 GWh de batteries par an, à l’horizon 2031. Le premier coup de pioche est prévu pour fin 2025, et le démarrage de la production courant 2027. Il s’agit d’un investissement de plus de 500 M€, le site couvrira 30 ha, et créera 2000 emplois directs. Si l’on est un peu en dessous du seuil communément admis pour qualifier l’installation de gigafactory (au moins 10 GWh/an d’après l’AIE – Agence internationale de l’énergie), le projet reste tout de même de taille respectable.

Ce projet permet en outre d’illustrer de manière concrète l’intérêt du sodium-ion en termes de minéraux. En effet, en substituant ce type de batteries à des batteries lithium-ion, cela réduit la dépendance de la filière à minéraux critiques, notamment le lithium et le cobalt. D’après le fabricant, l’usine d’Amiens permettra ainsi d’éviter l’extraction ou l’importation, par an, de 900 tonnes de lithium, 1 050 t de cobalt, 3 150 t de nickel et 125 t de plomb.

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L’hydrogène naturel n’en finit plus de faire parler de lui. Issu des entrailles de notre Terre, potentiellement productible sur notre propre sol, et non-émetteur de gaz à effet de serre, son exploration devient un véritable enjeu pour la France. Et, toute dernière nouvelle sur ce sujet foisonnant : c’est dans le Sud-Ouest que deux permis d’exploration ont été attribués.

Récapitulons. Le 11 décembre 2023, Emmanuel Macron annonce que l’hydrogène naturel, aussi appelé « hydrogène blanc », peut devenir une opportunité pour notre pays ; il déclare : « La France peut devenir un pays pionner dans l’exploitation de cette ressource ». Dans la foulée, est annoncée la découverte possible d’un énorme gisement dans le puits de Folschviller en Moselle ; le volume récupérable serait de l’ordre de grandeur de la totalité de la consommation mondiale annuelle d’hydrogène, à savoir 60 millions de tonnes.

Plus récemment, une étude du Helmhotlz Centre for Geosciences en Allemagne, publiée en 2025, indique que la ressource pourrait être plus importante que prévu, et, surtout, que l’hydrogène naturel pourrait être produit par les processus naturels de manière plus abondante dans les montagnes. C’est dans cette lignée que nous apprenons que des permis d’exploration ont été accordés à proximité des Pyrénées.

Un potentiel réel ou un mirage ? Pour le savoir, il faut explorer

Dans un communiqué de presse du 31 mars, la société spécialisée 45-8 Energy annonce, en effet, que deux Permis exclusifs de recherche (PER) lui ont été accordés, ainsi qu’à son partenaire Storengy (filiale d’Engie), pour rechercher l’hydrogène naturel. Le PER dit « Morensin », au nord de Bayonne représente une surface de 691 km², tandis que le PER « Grand rieu », à l’ouest de Pau, représente une surface de 266 km².

Ces PER permettront de mieux connaître les caractéristiques géologiques des deux zones, et ainsi, d’évaluer le potentiel en hydrogène naturel. Pour un domaine émergent, pour lequel nous entendons beaucoup d’annonces, nous ne pouvons que souhaiter en savoir plus sur le potentiel réel de cette source d’énergie nouvelle, et donc la réalité de ses perspectives vis-à-vis de notre souveraineté énergétique et de la décarbonation.

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Elle devrait afficher la même puissance que notre fleuron national : la station de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP) de Grand’Maison. La future station de pompage-turbinage du Loch Earba, dont le permis de construire vient d’être approuvé, devrait jouer un grand rôle pour le réseau électrique du Royaume-Uni qui souffre de perturbations fréquentes.

Elle pourra alimenter 1,4 million de foyers écossais pendant 22 heures à pleine puissance. La future plus grande STEP du Royaume-Uni vient de faire un pas de plus vers sa mise en service, avec l’obtention du permis de construire. Cette station de pompage-turbinage, qui sera implantée au Loch Earba, affichera une puissance de 1,8 GW pour une capacité de stockage de 40 GWh. Au total, elle devrait demander 6 à 7 ans de travaux et nécessiter la création de 500 emplois.

Désormais, les entreprises Gilkes Energy et SSE Renewables ont la lourde tâche de trouver les financements nécessaires à la mise en œuvre du projet. Pour faciliter cette démarche, les deux entreprises ont recours au Cap and floor, un mécanisme financier mis en place par le gouvernement britannique, et dédié au stockage d’électricité de longue durée. Ce système garantit aux porteurs de projet un revenu minimal et limite le revenu maximal afin de les protéger des fortes fluctuations du marché de l’électricité.

Le stockage d’électricité, élément incontournable d’un réseau électrique déséquilibré

Cette STEP pourrait ne pas être la seule, car le Royaume-Uni cherche à fortement développer ses capacités de stockage d’énergie. Avec le développement massif des parcs éoliens offshore au large de l’Écosse, le réseau électrique se retrouve fortement déséquilibré, avec une grande part de la production au nord du pays et la majorité de la consommation au sud. L’Écosse possède, en effet, 17,8 GW de capacité de production installée pour des besoins limités à 4 GW du fait de ses 5,4 millions d’habitants.  Du fait de cette situation, le réseau atteint parfois ses limites, notamment à cause de certaines portions sous-dimensionnées du réseau électrique entre l’Écosse et l’Angleterre. Ainsi, les éoliennes doivent être bridées tandis que des centrales à gaz sont allumées dans le sud du pays.

Le développement de moyens de stockage, que ce soit grâce à des batteries ou des STEP, permettrait de limiter ce phénomène en redistribuant la production électrique de manière plus homogène.

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Entre capacité élevée, installation facile, et prix raisonnable, la nouvelle batterie du fabricant Nature’s Generators, dont la commercialisation est imminente, pourrait bien devenir un best-seller. À condition qu’elle arrive en Europe ! Pour l’instant réservée au marché américain, elle illustre un marché des batteries domestiques en pleine explosion.

A priori, la batterie MyGrid 10K, de chez Nature’s Generator, a de quoi séduire. Au programme, on retrouve près de 10,5 kWh de capacité et un système plug-and-play qui facilite son installation. Elle est capable de délivrer une puissance de 10 kW grâce à son onduleur dédié, et peut être couplée à une installation solaire pouvant atteindre 12 kWc de puissance.

Outre sa facilité d’installation, la batterie se distingue par le choix de la technologie LiFePO4, qui autorise jusqu’à 6 000 cycles de chargement et déchargement. Elle peut être connectée à un réseau ou fonctionner de manière autonome.

Toujours pas pour la France ?

Cependant, malgré un tarif attractif de 5 999,99 $ (5 283 € au cours actuel) pour 10,5 kWh de stockage, elle ne devrait pas arriver sur le sol français, et ne fonctionne qu’avec une fréquence de 60 Hz. D’ailleurs, ce Nature’s Generator ne serait pas le premier fabricant de systèmes de stockage résidentiels à snober la France, qui représente un tout petit marché. Et pour cause, seul 2 % des maisons de l’Hexagone sont équipées de centrales solaires avec batteries, la faute à un tarif de l’électricité relativement peu élevé.

La situation pourrait tout de même changer dans les années à venir, à mesure que les systèmes de stockage deviennent de plus en plus abordables. Pour l’instant, à part Nature’s Generator, personne ne parvient à faire mieux que Tesla et son Powerwall 3 à 7 400 € en Italie pour 13,5 kWh. Mais le marché se développe de jour en jour, avec les propositions de Enphase (5 kWh pour 3 800 €), Anker Solix et ses 2,688 kWh pour 1799 € ou encore Hoymiles avec sa batterie plug-and-play de 2,2 kWh disponible à seulement 900 € !

L’article Pourquoi cette grosse batterie domestique risque de ne jamais arriver en France est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Alors que la décarbonation repose en grande partie sur l’électrification des usages, une incohérence majeure demeure dans la fiscalité énergétique actuelle : l’électricité que nous utilisons au quotidien pour le chauffage, la cuisson ou la mobilité, est bien plus taxée celle servant à la production de carburants synthétiques, ou e-fuels, destinés à l’aviation, relève le chercheur Jean-Baptiste Jarin.

Le chercheur Jean-Baptiste Jarin relève une contradiction sur la taxation d’une même électricité dirigée vers nos maisons et celle pour produire les e-fuels. Selon son analyse, publiée dans un article le 11 février 2025, le prix final de l’électricité pour un ménage français atteint en moyenne 27 centimes d’euros le kilowattheure (c€/kWh). En face, les futurs e-fuels d’origine renouvelable (produits via électrolyse et synthèse à partir de CO₂) ne seraient taxés qu’à hauteur de 9 c€/kWh lorsqu’ils sont destinés au transport aérien. Cet écart d’un facteur trois vient en grande partie de la fiscalité appliquée à chaque énergie.

Exemptions de taxes pour le secteur aérien

L’électricité est soumise à une combinaison de charges : TVA (5,5 % à 20 % selon les cas), contribution au service public de l’électricité (CSPE) et coûts d’acheminement. Cette structure tarifaire résulte d’une logique historique de financement des réseaux.

À l’inverse, les e-fuels, bien que très énergivores à produire (rendement global inférieur à 20 % depuis l’électricité initiale consommée) sont aujourd’hui peu, voire pas taxés. Le secteur aérien bénéficie d’exemptions fiscales : absence de taxe sur le kérosène, exonération de TVA sur les vols internationaux et incitations pour l’incorporation de carburants dits « durables », même si ceux-ci peuvent être issus de sources fossiles requalifiées (comme les carburants synthétiques utilisant du gaz fossile avec captage de CO₂).

Selon le chercheur, ce traitement différencié révèle une hiérarchisation implicite des usages : les usages dits primaires (logement, alimentation, mobilité quotidienne) sont davantage taxés que les usages tertiaires (loisirs, aviation) et réservés aux plus riches, qui va à l’encontre d’une transition juste. Il appelle à une révision des grilles tarifaires et fiscales, fondée sur la valeur sociale et climatique des usages plutôt que sur leur poids économique ou historique.

L’électricité bas-carbone souvent très taxée

Au moment où l’Union européenne révise sa directive sur la taxation de l’énergie, cette asymétrie devrait y être au cœur. À défaut, la fiscalité pourrait freiner l’électrification des usages pourtant les plus sobres, tout en subventionnant des filières émergentes à faible efficacité énergétique et dont on peut en partie se passer. Cette différence de taxation avait été relevée par l’Observatoire de l’industrie électrique : l’électricité bas-carbone est souvent grandement taxée relativement à sa faible émission de CO₂.

L’article Pourquoi notre électricité est plus taxée que celle destinée à produire du kérosène « vert » est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’Assemblée nationale a voté, lundi 7 avril, la reconversion de la centrale à charbon de Saint-Avold (Moselle), dernière de ce genre en France, avec Cordemais.

Fermée en 2022 puis relancée face à la crise énergétique provoquée par la guerre en Ukraine, la centrale Émile-Huchet poursuit sa production, mais avec une nouvelle énergie fossile, le gaz. Exit le charbon, la production d’électricité à partir de gaz est légèrement moins émettrice de gaz à effet de serre. Propriété de GazelEnergie, filiale du milliardaire tchèque Daniel Křetínský qui fait notamment fortune sur ces centrales si polluantes, le site s’apprête à tourner la page du charbon avec une reconversion estimée à 110 millions d’euros prévue pour l’été 2026. Le texte adopté, soutenu par le gouvernement Bayrou, lève les obstacles législatifs qui freinaient ce chantier industriel. Comme le soulignent Les Échos, « 500 emplois directs et indirects sont concernés par l’avenir du site »​.

Pourtant, le choix du gaz reste un compromis. Si le biogaz fait figure de solution plus verte, le gaz dit naturel, énergie fossile, reste surprenant. Pourquoi continuer à faire fonctionner une moyenne de 125 mégawatts (MW) sur l’année 2025 à une telle intensité carbone ?

Une reconversion du fossile vers un fossile légèrement moins polluant

Les députés écologistes se sont abstenus, estimant qu’« il n’est pas aisé de voter un projet qui continue à miser sur des énergies fossiles »​. Le ministre de l’Industrie Marc Ferracci a reconnu la difficulté de sa reconversion. L’annonce acte aussi l’abandon de la reconversion à la biomasse, évoquée par Emmanuel Macron en 2023. Selon l’AFP, le biogaz représentait en 2024 à peine 3,2 % de la consommation française de gaz, malgré une hausse de 27 % de sa production​. Les projets peinent à émerger, freinés par la révision des tarifs d’achat et le manque de soutiens publics.

L’exemple de la reconversion de Saint-Avold montre la lenteur de la fermeture des centrales fossiles pour la production d’électricité. Elles deviendront de moins en moins incontournables, leur atout étant la pilotabilité, avec l’avènement des flexibilités.

L’article Feu vert pour la conversion au gaz de la centrale au charbon de Saint-Avold est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La Chine installe des capacités de production solaires et éoliennes à une vitesse impressionnante. Et pour soutenir ce déploiement, elle multiplie aussi ses capacités de stockage de l’électricité. Par batterie, notamment.

L’année dernière, la Chine a déployé plus de moyens de production d’électricité renouvelable que jamais auparavant. Pas moins de 278 gigawatts (GW) de solaire et 80 GW d’éolien. De quoi porter ses parcs respectivement à près de 887 GW et 520 GW. Pour comparaison, les États-Unis se prévalaient en 2023, de seulement 139 GW de solaire. Résultat, la Chine a d’ores et déjà atteint son objectif 2030 en matière de puissance renouvelable installée. Et en 2024, selon les derniers chiffres de l’Agence internationale pour les énergies renouvelables (Irena), le pays, à lui seul, a contribué à hauteur de près de 65 % à la capacité totale de production d’énergies renouvelables nouvellement installée dans le monde !

On comprend facilement pourquoi il devenait urgent pour la Chine de moderniser son système électrique. Un plan triennal allant dans ce sens a été rendu public l’été dernier. L’investissement devrait être de près de 90 milliards de dollars pour cette année 2025. Notamment pour tirer des lignes électriques à très haute tension ou pour raccorder les panneaux solaires installés en toiture.

En Chine, du solaire, de l’éolien et du stockage massif

En parallèle, la Chine a massivement augmenté ses capacités de stockage. Rappelons que le pays possède plus de 50 GW de stockage à grande échelle par pompage-turbinage. Mais le secteur qui explose depuis 2023, c’est celui que l’Administration nationale de l’énergie (ANE) nomme « stockage de nouveaux types ». La catégorie inclut des technologies émergentes comme le stockage par air comprimé. Mais aussi les batteries. Déjà en 2023, la Chine avait installé plus de 31 GW de ces nouveaux stockages. Presque 4 fois plus qu’en 2022.

Un nouveau rapport révèle aujourd’hui que la tendance s’est poursuivie en 2024. Au total, 515 nouvelles centrales de stockage par batterie ont été mises en service dans le pays. L’équivalent de 37 GW installés. De quoi presque doubler les capacités de stockage de la Chine, sur la composante puissance. Et porter à près de 70 GW la capacité des nouveaux systèmes de stockage dans le pays. Le Conseil chinois de l’électricité (CEC) espère désormais dépasser les 100 GW cette année.

Des batteries, certes, mais pour quoi faire ?

Les chiffres montrent par ailleurs que l’évolution se fait vers des systèmes centralisés de grande taille. Les batteries de plus de 100 mégawatts (MW) ont en effet représenté près des trois quarts de celles installées dans le pays en 2024. Le résultat, notamment, d’une politique obligeant les entreprises du secteur des énergies renouvelables à intégrer une certaine capacité de stockage à tous leurs nouveaux projets, qu’ils soient solaires ou éoliens. Pas toujours avec des conséquences positives.

Il semblerait en effet que 4/5 des batteries chinoises ne fonctionnent pas plus de 10 % du temps ! Et avec 70 000 nouvelles entreprises lancées l’an dernier, le marché pourrait bien avoir à affronter une période de surcapacité. L’espoir, tout de même, c’est que l’ensemble production d’énergies renouvelables et batteries parvienne à répondre à la totalité de la croissance de la demande énergétique chinoise en 2025. Laissant entrevoir un pic des émissions dans le pays !

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Il existe de nombreux projets de cargo équipés de voiles pour réduire, voire éliminer, leur consommation de carburant fossile. Mais peu de ces projets se concrétisent encore. Pour Windcoop, c’est dorénavant chose faite ! Et mieux encore : vous pouvez en être en partie propriétaire.

Ce petit porte-conteneur hybride voile/diesel pourra transporter 2 500 tonnes ou encore 210 EVP, c’est-à-dire le volume correspondant à 210 conteneurs équivalents vingt pieds. Il mesurera un peu plus de 90 mètres de long, et pourra naviguer en moyenne à 9 nœuds (soit un peu moins de 17 km/h). Il sera affecté à une liaison directe entre l’île de Madagascar et la France, plus précisément entre les ports de Tamatave, Diego Suarez, Majunga et Marseille. Et il a une particularité que les autres cargos n’ont pas : il sera équipé de trois grandes voiles rigides de 350 m², qui lui permettront de réduire de 60 % sa consommation de carburant fossile et ses émissions de CO₂.

Windcoop vient de nous annoncer que c’est fait : la société vient de passer commande du navire auprès du chantier naval RMK Marine, en Turquie. Il sera mis à l’eau en 2027, si le planning et tenu, et son coût total sera de 28,5 millions d’euros.

Intégrer le transport maritime dans une communauté citoyenne

Wincoop est une coopérative basée à Lorient, créée en 2022, à l’initiative de plusieurs sociétés. Tout d’abord, Zéphyr & Borée, cette société qui a construit le navire spécialisé Canopée, destiné à transporter la fusée Ariane entre l’Europe et la Guyane, en tirant profit des vents. Sont également à l’origine du projet les sociétés Enercoop et Arcadie. Le navire transportera des marchandises pour Arcadie (épices Cook), pour Valrhona (chocolatier), Prova (vanille), Ethiquable et le groupe Cafés Richard.

Et mieux encore, du fait du fonctionnement en Société coopérative d’intérêt collectif, chacun peut prendre une part dans le projet. Windcoop propose ainsi aux citoyens qui le souhaitent d’acquérir des parts, à partir de 100 €, et participer ainsi aux décisions au sein d’une communauté constituée de 1 600 sociétaires. Si vous êtes séduits par ce concept, et que vous voulez en savoir plus, sur les modalités pratiques et les risques financiers, une seule adresse : le site de la coopérative.

Du financement, Windcoop en aura manifestement besoin, car ses projets sont multiples : investir dans un deuxième navire pour assurer une fréquence mensuelle entre Madagascar et la France, mais aussi mettre en place de nouvelles lignes, dans l’Océan Indien, au travers de l’Atlantique ou entre la France et l’Afrique de l’Ouest.

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Le futur mastodonte français de la production de panneaux solaires se concrétise de plus en plus. La future usine, qui devrait être implantée à Fos-sur-Mer, vient d’obtenir toutes les autorisations nécessaires au démarrage des travaux. 

Les choses sérieuses vont pouvoir commencer, du côté de Fos-sur-Mer. Les autorités viennent de délivrer le permis de construire et les autorisations environnementales de ce qui devrait devenir l’une des plus grandes usines de production de panneaux photovoltaïques d’Europe. Cette étape marque ainsi le début des phases de construction du projet. Désormais, il va falloir s’atteler à l’aménagement des 45 hectares du site, ainsi qu’au démarrage des travaux qui devrait avoir lieu entre 2025 et 2026. Si tout se passe comme prévu, les lignes de production devraient sortir leurs premiers panneaux d’ici la fin 2027.

Les gigafactory, seul moyen de concurrencer la production photovoltaïque chinoise ?

Sur les dernières années, le secteur français du photovoltaïque affichait une santé plus que morose. Les fabricants historiques comme Photowatt, Systovi ont dû mettre la clé sous la porte, faute de pouvoir rivaliser avec les prix pratiqués par l’industrie chinoise. Même l’Allemagne est concernée, puisque SolarWatt a dû fermer son usine de Dresde.

Pour rivaliser avec les standards chinois de production, la solution semble être la création de vastes usines, permettant ainsi des économies d’échelle. Outre la société Carbon et son site de Fos-sur-Mer, c’est la même direction qui est prise par HoloSolis, en Moselle. L’entreprise vient, elle aussi, d’obtenir le permis de construire et les autorisations environnementales pour la création d’une usine capable de produire 10 millions de panneaux solaires par an. Celle-ci devrait sortir de terre en 2026, et employer 1 900 salariés.

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Dans un contexte de hausse permanente des besoins énergétiques, et face aux difficultés inhérentes au développement massif des énergies renouvelables, l’idée paraît de moins en moins farfelue.

Ce serait un virage historique pour l’Allemagne. Suite à la catastrophe de Fukushima, le pays avait décidé de tourner le dos au nucléaire, et de se concentrer sur le déploiement massif de moyens de production d’énergie renouvelables. Si le pari a été tenu avec la fermeture des 6 derniers réacteurs allemands en 2023, et des records de production d’électricité renouvelable, la situation n’est pas parfaite pour autant. Le pays souffre, en effet, d’un prix de l’énergie en forte hausse, et a du mal à tenir ses engagements écologiques. En parallèle, le pays est obligé d’importer de grandes quantités d’électricité de la France et de la Pologne.

C’est dans ce contexte que l’idée d’une relance du nucléaire a fait son chemin, en particulier à droite de l’échiquier politique allemand. Friedrich Merz, le nouveau chancelier, a évoqué la possibilité de stopper le démantèlement des centrales existantes pour les remettre en service, ou encore la potentielle création de nouvelles centrales.

Est-il trop tard pour relancer les réacteurs arrêtés en 2023 ?

Le redémarrage des six réacteurs arrêtés il y a deux ans est loin d’être une formalité. En effet, le processus de démantèlement a déjà été largement entamé. Néanmoins, certains acteurs du nucléaire comme Framatome ou Westinghouse auraient déclaré qu’un redémarrage avant 2030 était envisageable. Le directeur de la filiale allemande de Framatome a indiqué que la production d’électricité nucléaire était une solution idéale pour réduire les émissions de CO2 à court terme, et renforcer la compétitivité de l’économie grâce à des coûts d’électricité contrôlés. Le redémarrage des 6 réacteurs permettrait, en effet, d’empêcher l’émission de 65 millions de tonnes de CO2 par an, actuellement émises par des centrales à charbon.

En revanche, les exploitants, eux, se montrent réticents à cause d’un climat particulièrement instable en ce qui concerne le nucléaire. Difficile, dans ces conditions, de mener à bien des projets d’une aussi grande ampleur.

La piste des SMR et de la fusion

Il y aurait ainsi plus de chance que le come-back du nucléaire dans le mix énergétique allemand se fasse par le biais des petits réacteurs nucléaires modulaires. Si l’idée est encore très floue, le gouvernement allemand réfléchirait à la possibilité de construire des SMR. Un partenariat avec la France aurait également été évoqué.

Dans une vision encore plus lointaine, l’Allemagne est également un des principaux moteurs européens et même mondiaux en matière d’énergie de fusion. Avec son programme Fusion 2040, le pays espère même accueillir le premier réacteur à fusion nucléaire du monde. Près d’un milliard d’euros de subventions sont prévues à ce sujet d’ici 2028.

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Le photovoltaïque a connu un bond spectaculaire depuis quelques années, en particulier en Europe. La raison ? Des prix en baisse, et des subventions massives. Mais pendant combien de temps cette dynamique va-t-elle se maintenir ?

Si, en matière de photovoltaïque, la Chine fait la course seule en tête, l’Europe se place en seconde position avec presque 300 GW installés en 2023. Au début des années 2000, le Vieux Continent avait joué les précurseurs, mais le prix élevé des installations avait fini par freiner cette dynamique. Plus récemment, le conflit ukrainien est venu donner un deuxième souffle au déploiement de l’énergie solaire en Europe. En conséquence, sa puissance installée a quasiment doublé en l’espace de trois ans seulement !

Des subventions massives à l’échelle européenne

Cette hausse spectaculaire est le fruit d’une baisse mondiale du coût d’installation des centrales photovoltaïques, passant de plus de 5 000 $/kW à moins de 1 000 $/kW. Malgré cette baisse significative, l’installation d’équipements photovoltaïques à l’échelle d’un ménage reste un investissement important, souvent hors d’atteinte pour les foyers modestes.

Pour pallier cette situation, chaque pays européen a mis en place des aides financières permettant de faciliter l’accès à la production photovoltaïque. Parmi ces aides, on peut citer la réduction de la TVA pour 9 pays. D’autres pays ont développé des politiques d’aides très avantageuses. La Hongrie, par exemple, propose de prendre en charge jusqu’à deux tiers des coûts d’installation à condition que le système installé comprenne un système de stockage de l’énergie produite. En Suède, le soutien financier de l’État ne dépasse pas les 20 %, mais inclut des formalités administratives facilitées.  Enfin, l’Espagne fait partie des pays les plus généreux de l’Europe en la matière malgré des délais de traitement des dossiers particulièrement longs.

Un avenir plus incertain

Cette politique de subvention massive, qui inclut également des avantages fiscaux, ou encore des prêts bancaires à faible taux, a porté ses fruits : la plupart des pays européens devraient atteindre leurs objectifs de capacité de production installée pour 2030. Nombre d’entre eux pourraient même dépasser leur objectif.

Après une période particulièrement faste, les années à venir pourraient s’avérer moins radieuses. En effet, de nombreux programmes de subventions devraient prendre fin dans les années à venir, et les potentiels programmes de subventions pour les années à venir restent encore flous, à l’image de la France. En parallèle, l’accroissement constant des capacités de production d’énergie photovoltaïque va demander une lourde adaptation du réseau électrique européen, ou des systèmes de stockage d’énergie permettant l’utilisation locale de l’énergie produite, pour éviter les délestages.

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La Chine s’est presque fait une spécialité de la fabrication d’éolienne offshore géante. Et jusqu’ici, l’Europe était un peu en reste. Mais Siemens Gamesa s’apprête à lancer son éolienne de 21,5 mégawatts, la puissance la plus élevée en Europe à ce jour, dont la phase d’essais va commencer.

Dans le secteur de l’éolien aussi, la Chine semble vouloir écraser la concurrence. Grâce au développement d’éoliennes d’une puissance impressionnante. La plus grande d’entre elles est actuellement l’éolienne offshore de Dongfang Electric, un modèle de 26 mégawatts (MW). Mais d’autres tournent autour des 20 MW.

Face à ces chiffres, l’Europe faisait jusqu’ici un peu pâle figure, avec des éoliennes ne dépassant pas les 14 ou 15 MW. Mais les choses pourraient bientôt changer. La rumeur des manœuvres menées par Siemens Gamesa en direction et sur le site d’essai d’Osterild, au Danemark, avait enflé, ces dernières semaines. Le fabricant germano-espagnol semblait se préparer à y installer un engin gigantesque. Et c’est aujourd’hui grâce à la législation danoise qu’une information supplémentaire à ce sujet est diffusée. Parce que ladite législation impose que chaque éolienne installée au Danemark et dont la surface du rotor dépasse 5 m² — y compris les prototypes — doit recevoir un certificat de conformité. C’est ainsi que quelques caractéristiques de la nouvelle éolienne de Siemens Gamesa ont été rendues publiques. Sa puissance sera de 21,5 MW. Et le modèle a été baptisé SG 21-276 DD. Parce que son rotor atteint un diamètre de 276 mètres !

L’Europe va-t-elle suivre la Chine dans sa course au gigantisme ?

Les pales de l’éolienne ont bien été installées en ce début de mois d’avril 2025. Le tout finalement conformément à ce qui avait été annoncé en juin dernier. L’ambition de Siemens Gamesa « d’assurer l’installation, l’exploitation et les tests du prototype d’éolienne offshore le plus puissant au monde ». Il ne s’agit toutefois là que d’un prototype. Objectifs : valider de nouveaux développements technologiques et obtenir les certifications nécessaires d’ici 2027 — date d’expiration du certificat de conformité récemment attribué par les autorités danoises. Mais aussi, s’assurer de la fiabilité de ce nouveau modèle. Le tout grâce à un financement de 30 millions d’euros perçu de l’Union européenne dans le cadre du projet HIPPOW — pour Highly Innovative Prototype of the most Powerful Offshore Wind turbine generator.

Siemens Gamesa précise que pour l’heure, aucune décision n’a encore été prise quant à la commercialisation de cette éolienne géante. D’autant que des questions continuent à se poser quant à la pertinence de développer des éoliennes offshores toujours plus grandes. Leur transport et leur installation coûtent en effet plus cher. Leur maintenance est un vrai défi. Et leur efficacité tout autant que leur fiabilité à long terme restent toujours à prouver.

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