Cela parait farfelu, mais c’est pourtant vrai, à certaines conditions. Un fournisseur d’énergie propose de rémunérer les utilisateurs de voitures électriques lorsqu’ils rechargent à leur domicile via une offre spécifique. Le concept est finalement simple : en gérant les périodes de recharge, le fournisseur échange de l’électricité sur les marchés en réalisant une marge, et reverse une partie des bénéfices à ses clients.

Le prix du kilowattheure au tarif réglementé a récemment baissé de 20 %, passant de 0,25 à 0,20 euro. Une baisse spectaculaire, mais un montant qui reste élevé pour ceux qui consomment de grandes quantités d’électricité, comme les propriétaires de voitures électriques. La recharge complète d’une citadine coûte actuellement entre 7 et 10 euros, selon son contrat et son option tarifaire, soit entre et 300 et 400 euros annuels pour un petit rouleur.

Pour faire baisser la facture, certains ne rechargent que la nuit, durant les heures creuses, d’autres optent pour l’option Tempo d’EDF ou investissent dans des panneaux solaires. Mais une offre méconnue peut également réduire considérablement le coût des recharges. Lancée au printemps 2025 par le fournisseur Octopus Energy, l’offre « Intelligent Octopus » propose à ses clients un bonus de 0,12 euro par kilowattheure de recharge, sous forme de rabais sur la facture d’électricité. De quoi, à priori, substituer plus de la moitié du coût de la recharge. C’est alléchant, mais comment cela fonctionne ?

Laisser son fournisseur d’électricité gérer la recharge de sa voiture

Tout d’abord, il faut posséder un véhicule ou un point de charge compatible (un simulateur est disponible sur le site d’Octopus). Vous devez ensuite souscrire à l’offre Intelligent Octopus, dont le tarif de l’électricité est calqué sur le tarif réglementé, et télécharger l’application smartphone de l’opérateur. Avant de se brancher, l’utilisateur doit renseigner son objectif de recharge sur l’application : l’heure de départ et le pourcentage de batterie souhaité. Rien de plus. Octopus gère ensuite la recharge en fonction du prix de l’électricité. Il peut la couper lorsqu’il est trop élevé et l’activer lors de périodes de prix bas, voire négatifs.

La recharge doit donc se faire lentement sur une longue période, la nuit par exemple. Un mode « charge rapide » permet d’ailleurs de s’en affranchir, mais supprime d’office toute possibilité de percevoir le bonus. Autrement, l’utilisateur bénéficie, chaque mois, des 12 centimes par kilowattheure « smartchargé ». Pour savoir d’où vient cet argent, il faut se plonger dans les marchés de l’électricité.

L’électricité s’échange sur les marchés comme le pétrole

Car, si les électrons sont invisibles, ils s’échangent bel et bien sur des places de marché, presque de la même façon que le pétrole, le blé et bien d’autres matières. Son prix varie donc en temps réel, en fonction de l’offre et de la demande, entre autres paramètres : il peut être négatif lorsque la production électrique est excédentaire et atteindre des montants ahurissants lorsqu’un doute plane sur les capacités de production des centrales. Ainsi, les fournisseurs peuvent faire des bénéfices en achetant de l’électricité sur des créneaux favorables.

« Parce qu’il nous laisse piloter la recharge, on reverse au client les économies qu’on va pouvoir générer » résume Caroline Carret, la responsable produit/marketing et spécialiste du véhicule électrique chez Octopus. Les clients pourraient ainsi espérer « sans aucun compromis » un rabais annuel de 250 euros, dans le cas d’un véhicule « qui parcourt 12 000 km/an et consomme 17,5 kWh/100 km ». Un rabais qui peut se transformer en véritable bénéfice net pour les propriétaires d’une centrale solaire, qui utiliseraient leur production photovoltaïque pour recharger leur véhicule. Un « problème » sur lequel Octopus dit travailler, le fournisseur ne pouvant pour l’instant accéder qu’à la consommation transmise par le compteur Linky, au pas de 30 minutes.

Peu de véhicules électriques compatibles pour l’instant

Il faut toutefois noter que l’offre est pour l’instant très restrictive puisqu’il faut non seulement résider en logement individuel et être propriétaire d’un des rares modèles de voitures électriques compatibles. Ni les modèles commercialisés par Renault, Peugeot, Fiat, Dacia, MG ni même Hyundai et Kia ne sont acceptés. Les Tesla, Volkswagen, Audi et Seat le sont toutefois. Octopus dit viser un objectif de 50 % de véhicules compatibles d’ici la fin de l’année.

Pour qu’un véhicule puisse bénéficier de l’offre Intelligent Octopus « il faut discuter avec chaque fabricant [de véhicule ou de borne, NDLR], pour pouvoir piloter et recevoir les données. C’est un boulot assez dense, car il y a peu de protocoles uniformisés, peu d’interopérabilité » déplore Caroline Carret.

Lancée début mars 2025 en France, l’offre Intelligent Octopus revendiquerait 200 clients. Au Royaume-Uni, pays d’origine du fournisseur, ce type de contrat compterait 250 000 abonnés, auxquels il faudrait ajouter 80 00 à 90 000 clients d’offres classiques réservées aux véhicules électriques (sans rémunération). Un grand marché est donc à saisir en France. Octopus n’est d’ailleurs pas le seul à vouloir s’en emparer. Récemment, MyLight150 a lancé une offre du même genre, bien que moins avantageuse pour l’utilisateur.

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Elle était en activité depuis plus de 40 ans. En Finlande, la centrale électrique au charbon de Salmisaari vient d’être arrêtée. Elle était la dernière du genre dans le pays. Ou presque…

Depuis quelques années déjà, l’essor des énergies renouvelables — essentiellement de l’éolien — et des changements de politique au sein du gouvernement ont fait chuter la consommation de charbon en Finlande. Mais ce mardi 1ᵉʳ avril — et ce n’est pas un poisson de mauvais goût — est à marquer d’une pierre blanche. Comme le jour où la dernière centrale électrique et thermique au charbon de Finlande a arrêté ses activités. Avec une belle avance, donc, sur l’objectif fixé par le précédent gouvernement du pays en 2019 de sortir du charbon d’ici 2029. « À l’époque, l’objectif semblait ambitieux », commente la ministre finlandaise du Climat et de l’Environnement, Sari Multala.

Ce résultat encourageant a été obtenu grâce à un ensemble de politiques et de dispositifs de soutien. Grâce aussi au forcing de quelques associations environnementales. Depuis 2020, les capacités éoliennes ont plus que doublé et le pays a mis en service un nouveau réacteur nucléaire, l’EPR d’Olkiluoto. Ces deux énergies fournissent aujourd’hui autour de la moitié de l’électricité consommée en Finlande. La Confédération des industries finlandaises estime que l’éolien est désormais le « principal moteur de la croissance économique du pays ».

Des énergies renouvelables pour remplacer le charbon

Le producteur d’énergie finlandais Helen précise que la production annuelle de 175 mégawatts (MW) d’électricité et de 300 MW de chaleur de la centrale à charbon de Salmisaari — un quartier d’Helsinki — sera désormais remplacée par de l’électricité renouvelable ou nucléaire et par des pompes à chaleur exploitant de la chaleur résiduelle ou environnementale. Des granulés et des copeaux de bois continueront, un temps, à être brûlés. Mais l’objectif affiché par Helen est bien « d’éliminer toute combustion d’ici 2040 ».

Selon les chiffres communiqués par le producteur finlandais, la fermeture de la centrale de Salmisaari devrait faire baisser ses émissions de dioxyde de carbone (CO₂) de 50 % par rapport à celles de 2024. Et celles de la ville d’Helsinki de 30 %.

Un résidu de charbon reste à éliminer du mix finlandais

Malgré cela, dire que la Finlande est sortie du charbon n’est pas tout à fait juste. Car une centrale à charbon reste prête à redémarrer. Celle de Meri-Pori, dans le sud-ouest du pays. Et ce jusqu’à fin 2026. Si besoin était, en situation d’urgence, de garantir la sécurité d’approvisionnement du système électrique finlandais.

Deux autres petites centrales à charbon, celle de Vaskiluoto 2 — une île de l’ouest de la Finlande — et celle de Martinlaakso 2 — au nord d’Helsinki —, fonctionnent, elles aussi, encore au charbon pour une partie de leur production. Le reste étant assuré par de la biomasse. Au total, elles fournissent 0,67 térawattheure (TWh), soit 0,8 % de la consommation du pays.

Après le Royaume-Uni, sorti du charbon il y a quelques mois, la Finlande peut malgré tout s’ajouter à la liste des 14 pays de l’Organisation de coopération et de développement économique (OCDE) qui produisent maintenant leur électricité sans charbon. Sachez que 13 autres pays ont planifié l’abandon de cette énergie fossile d’ici 2030.

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Peut-on réinventer l’eau chaude ? Dans un monde en pleine transition énergétique, la réponse est bien sûr un grand « oui ». Et aujourd’hui, c’est une société française qui innove, avec son futur ballon d’eau chaude thermodynamique ORA X.

Pour peu que l’on s’intéresse aux économies d’énergie et aux énergies renouvelables, Yack mérite qu’on se penche sur ses produits. Pour prendre un exemple, les chauffe-eau thermodynamiques de sa gamme ORA sont pour l’essentiel compatibles avec des capteurs solaires ou une chaudière externe, permettant ainsi de varier les sources d’énergie en fonction de leur disponibilité ; en la matière, la société a annoncé en fin d’année dernière son partenariat d’exclusivité avec Abora, un fabricant espagnol de panneaux solaires hybrides.

Yack, fondée en 2000, commercialise des systèmes de climatisation, de chauffage et de production d’eau chaude sanitaire. En pratique, elle est surtout importatrice de matériel, notamment de la marque Mitsubishi. Elle cherche toutefois à développer sa propre marque, en devenant fabricant, tout en priorisant le « made in France ». Dans un environnement terriblement compétitif, la société a bien compris que l’innovation était la seule manière de parvenir à percer, et pour ce faire, elle s’est dotée de moyens : un pôle R&D et de formation de 1200 m² dans le département du Var.

L’aboutissement de trois années de travail

Yack a obtenu un financement du plan « France 2030 », via l’Ademe. Cette aide de 800 000 euros, dont 500 000 de subventions et 300 000 d’avance remboursable, a contribué à la construction d’un prototype au terme de trois ans de recherche et développement, tout en permettant de lever des fonds auprès de banques.

Il en résulte l’ORA X, un ballon d’eau chaude innovant en matériau composite. Selon la société, il aurait le meilleur rendement du marché, tout en bénéficiant d’une durée de vie doublée de 15 à 30 ans. Cependant, on n’en sait pas beaucoup plus pour le moment sur la technique employée pour ce chauffe-eau innovant ; une affaire à suivre donc ! Quoi qu’il en soit, Yack indique que la production en série du nouveau produit débutera dès 2025 dans ses installations en France, créant ainsi de nombreux emplois d’après la société. Nous aurons bientôt l’occasion de le voir commercialisé. Et donc d’en savoir plus.

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Remplacer les carburants fossiles par des carburants biosourcés, une idée alléchante, sans aucun doute. Mais comment le faire en pratique, et à un coût compétitif ? Carbozym a inventé un système basse pression et basse température, basé sur de simples enzymes, qui pourrait faire le travail.

Le méthanol, c’est une substance dont on entend de plus en plus parler, comme une petite musique qui monte, qui monte. Il faut dire que cette molécule a de nombreux avantages en tant que vecteur énergétique : il peut être produit à partir d’énergie renouvelable et peut permettre de recycler le dioxyde de carbone, il est liquide, et donc plus facilement stockable, les moteurs à combustible interne existants peuvent être adaptés à son utilisation sans remplacement intégral, et enfin, il peut aussi servir dans des piles à combustible.

Une révolution à venir, donc, dans le domaine du transport propre ? À condition de trouver une solution pour produire le méthanol à bas coût.

Une innovation au cœur d’un bioréacteur

Une solution, Jullien Drone et Nicolas Brun en ont une. Tous les deux sont chercheurs à l’Institut Charles Gerhardt de Montpellier, au sein du pôle chimie Balard du CNRS. Ils ont inventé une technologie basée sur des enzymes, bien différente des solutions alternatives basées par exemple sur l’électro-catalyse. Une biotechnologie innovante, donc, qui leur a permis de fonder Carbozym, avec le soutien de partenaires prestigieux : CNRS Innovation, Bpifrance, le Businness Innovation Center de Montpellier et la société AxLR.

L’idée est d’utiliser du dioxyde de carbone produit par des processus naturels, comme la méthanisation ou la fermentation à partir de sources locales ou encore d’une source captive comme une installation industrielle. Le CO₂ est ensuite injecté dans un réacteur où se trouvent les enzymes. L’enjeu, en l’occurrence, est de permettre des immobilisations d’une manière simple et peu coûteuse, afin d’assurer une biocatalyse efficace. Pour ce faire, le réacteur est doté d’un support poreux innovant, qui, selon les auteurs, permet de fixer les enzymes sans avoir recours à des étapes de purification préalables. Carbozym a déjà déposé deux brevets.

L’idée intéresse et Carbozym cherche des investisseurs

Premier avantage : le procédé fonctionne ainsi à température et pression ambiante, et cela permet d’envisager une importante réduction des coûts par rapport à des solutions à haute pression et haute température. Et bien sûr, ce procédé n’utilise pas de ressources fossiles ; ainsi Carbozym promet de réduire de plus de 95 % les émissions de gaz à effet de serre. Une opportunité, sans doute, dans un marché du méthanol s’élevant à plus de cent millions de tonnes par an et 40 milliards de dollars, essentiellement assuré par des sources fossiles.

Carbozym va lancer deux levées de fonds, avec pour objectif de réunir 5 millions d’euros pour lancer la phase pilote, c’est-à-dire un système d’une capacité de 1000 L qui devrait démarrer en 2028. La société veut ensuite pouvoir proposer une installation industrielle de 20 000 L pour début 2030.

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Dans la course au stockage d’énergie par air comprimé, le français Segula Technologies joue la carte de la modularité pour s’adapter aux besoins des industries. Un pari intéressant pour permettre l’optimisation des énergies renouvelables locales.

Les potentielles applications du stockage d’énergie par air comprimé se dessinent peu à peu. La technologie, communément appelée Compressed Air Energy Storage (CAES), a longtemps été envisagée comme solution pour stocker l’énergie. Néanmoins, jusqu’à présent, les systèmes classiques ne présentaient pas un rendement suffisamment élevé pour être intéressants. En effet, du fait de pertes de chaleur lors de la compression, le rendement dépassait difficilement les 50 %.

La situation pourrait changer. Le groupe français d’ingénierie Segula Technologies a développé Remora, une technologie de stockage par air comprimé qui repose sur un système de compression isotherme. D’abord développée pour l’éolien offshore, cette technologie pourrait arriver sur la terre ferme par le biais de Remora Stack, une sorte de batterie à air comprimé qui prend la forme d’un conteneur de 12 mètres de long.

Selon Segula, grâce à ce système de compression isotherme, le rendement total atteindrait 70 %. Avec cette technologie, la puissance de stockage est déterminée par la taille du compresseur, et la capacité de stockage est déterminée par le volume d’air comprimé. Pour l’heure, grâce à un financement du projet européen AIR4NRG, deux projets pilotes devraient être déployés en Espagne d’ici 2026, d’une puissance de 200 kW chacun. La capacité de stockage n’a toutefois pas été précisée. L’industrialisation de la technologie est espérée pour 2028-2029.

Une technologie adaptée à de nombreux usages

À l’origine, Segula a développé cette technologie pour permettre l’optimisation de la production de parcs éoliens offshore. D’ailleurs, d’autres projets de stockage d’énergie à l’échelle du réseau sont en cours de développement, notamment en Californie. Mais avec le Remora Stack, le groupe français vise plutôt un déploiement sur des sites industriels, des écoquartiers ou encore des infrastructures publiques grâce à un format compact, particulièrement adapté à ce type d’usage. La technologie se veut à la fois fiable et modulable. Elle pourrait donc facilement être adaptée aux besoins évolutifs d’un site industriel.

Avec sa technologie, Segula est allé encore plus loin et a imaginé cette même technologie adaptée aux particuliers. Celle-ci prendrait la forme – et la taille – d’un ballon d’eau chaude. Elle permettrait de stocker l’énergie produite par des panneaux photovoltaïques grâce à une technologie qui ne nécessite ni terre rare, ni lithium.

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Enjeu fondamental de la transition énergétique, le recyclage des batteries vient peut-être de franchir une étape très importante. Des chercheurs chinois ont, en effet, réussi à recycler le lithium de batteries sans utiliser d’acide, ni utiliser de grandes quantités d’énergie.

Composantes essentielles de notre quotidien, les batteries lithium-ion ont un défaut : leur recyclage peut être complexe et énergivore, et impliquer des impacts environnementaux notables selon les procédés mis en place. Mais ce constat pourrait bientôt changer. Des chercheurs de l’Université centrale du sud à Changsha, de l’Université normale de Guizhou et du Centre national de recherche en ingénierie des matériaux de stockage d’énergie avancés, ont réussi à développer une solution de recyclage plus efficace et plus durable. Celle-ci repose sur l’utilisation d’une solution liquide contenant du fer, du sel, de l’oxalate de sodium et surtout de la glycine. Ce liquide, au contact de la batterie, a la particularité de décomposer la batterie. Les particules métalliques se retrouvent ainsi dissoutes dans la solution.

Les résultats obtenus par cette nouvelle technique sont particulièrement prometteurs. En moins de 15 minutes, le processus aurait permis de récupérer 99,99 % du lithium, 96,80 % du nickel, 92,35 % du cobalt et 90,59 % du manganèse. Outre ces performances, cette solution a l’avantage d’être neutre. De plus, une fois l’extraction finie, la glycine n’est pas considérée comme un déchet, mais comme une ressource. En effet, riche, en azote, elle peut être utilisée comme engrais.

La difficile optimisation du recyclage des batteries

À l’heure actuelle, le processus de recyclage repose principalement sur l’hydrométallurgie, qui consiste à dissoudre les métaux contenus dans les batteries pour les récupérer. Cette technique nécessite d’utiliser des acides forts comme l’acide sulfurique, l’acide chlorhydrique ou l’acide nitrique. Selon les procédés habituels, l’hydrométallurgie permet de récupérer de 50 % à 80 % du lithium d’une batterie. De plus, les acides utilisés sont délicats à gérer, et représentent un danger pour l’environnement.

Plus récemment, une autre technique de recyclage a fait parler d’elle : le Flash Joule Heating. Ce procédé, mis au point par l’Université de Rice, au Texas, permettrait d’atteindre jusqu’à 98 % des matériaux usagés. Néanmoins, son principe de fonctionnement nécessite une très grande montée en température (plus de 3 000 °C), nécessitant une importante dépense d’énergie.

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Le gouvernement français vient de préciser les règles d’implantation des éoliennes à proximité des installations militaires. Ce projet de décret, accompagné d’un projet d’arrêté d’application, fixe des distances minimales et des critères techniques pour limiter les interférences électromagnétiques avec les radars et autres dispositifs de surveillance.

Le projet de décret proposé par le gouvernement au Conseil supérieur de l’énergie (CSE) vise à encadrer l’implantation des éoliennes à proximité des bases militaires. Il s’inscrit dans un cadre juridique précisé par une décision du Conseil d’État du 6 novembre 2024. Cette dernière imposait au gouvernement d’édicter des règles claires afin d’encadrer l’implantation des éoliennes en lien avec les installations militaires.

« Les éoliennes, par leur très forte signature radar, peuvent réduire fortement le champ électromagnétique présent à l’arrière. Cette réduction de champ va générer une zone où le radar voit ses capacités de détection dégradées » explique le projet de décret. Les nouvelles règles établissent une zone d’exclusion stricte sous les 5 km autour des installations militaires. Dans un rayon de 5 à 10 km, il faudra prouver qu’aucune dégradation du signal n’est constatée sur les radiophares omnidirectionnels très haute fréquence (VOR).

Au-delà, toute implantation sera soumise à une étude de compatibilité au cas par cas. Des seuils spécifiques sont également précisés, notamment pour les éoliennes de moins de 200 mètres de hauteur qui seront considérées comme acceptables si elles se situent à plus de 70 km d’un radar.

Une cohabitation sous conditions

Les projets de décret et d’arrêté définissent plusieurs critères d’évaluation, prenant en compte :

• La distance entre les éoliennes et les installations militaires.
• Le type d’infrastructure concernée (radars, radiophares omnidirectionnels, etc.).
• La possibilité de mesures de compensation, telles que l’arrêt temporaire des éoliennes en cas de besoin militaire.

En cas d’incompatibilité avérée, le projet pourra être refusé par le ministère des Armées. Autrement, des éoliennes en mer pourront par exemple être temporairement arrêtées sur demande du ministère, avec compensation.

L’exemple du parc de Dissay-sous-Courcillon

Le parc éolien de Dissay-sous-Courcillon montre la difficile conciliation entre impératifs militaires et développement des énergies renouvelables. Situé à 32 km du centre de détection et de contrôle de Cinq-Mars-La-Pile, Ouest-France relève que ce projet a été retoqué en raison des perturbations qu’il engendrerait sur un radar stratégique. Malgré des propositions de bridage des éoliennes par le promoteur, la justice pourrait confirmer le veto du ministère des Armées.

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Ce n’est pas un poisson d’avril. Peut-on générer de l’électricité en utilisant le champ magnétique de la Terre et sa propre rotation autour d’elle-même ? La réponse a toujours été non. Mais cette équipe de chercheurs aurait réussi à montrer que c’est possible, dans un article scientifique qui, peut-être, fera date.

La Terre est dotée d’un champ magnétique, d’une intensité très faible, de l’ordre en France de 47 µT (micro-Tesla), mais suffisant pour nous permettre de nous orienter à l’aide d’une boussole. Par ailleurs, la Terre tourne sur elle-même, ce qui est bien sûr à l’origine de l’alternance des jours et des nuits. Cette combinaison d’un champ magnétique et d’un mouvement peut laisser penser qu’il serait possible de produire un courant électrique dans un conducteur, un peu comme dans un alternateur.

La science a toutefois démontré que ce n’était pas possible. En 1832, Michael Faraday démontre par une expérience qu’il est impossible de générer de l’électricité à partir du champ magnétique et de la rotation de la Terre. Impossible donc ? Jusqu’en 2016, date à laquelle Christopher Chyba de l’Université de Princeton, et Kevin Hand, du California Institute of Technology, pointent une faille dans le raisonnement. Et en 2025, ils publient les résultats dans Physical Review Applied d’une expérimentation qui prouverait leur point de vue (l’article est disponible en source ouverte).

Cette invention se glisserait dans une faille théorique

L’explication de l’échec de l’expérience de Faraday a été la suivante : le champ magnétique de la Terre produit bien un mouvement des électrons, mais ce même mouvement génère à son tour un champ magnétique de retour qui annule l’effet du champ magnétique terrestre. Or, d’après Chyba et Hand, ce raisonnement présenterait une faille : il suppose que le champ magnétique dans le conducteur change instantanément.

Or ce n’est pas le cas : dans certains matériaux, le champ diffuse plus lentement, et cet effet pourrait être exploité. En effet, dans ce cas, le champ contre-moteur ne s’établit pas immédiatement, ne permettant pas d’annuler immédiatement le courant. Leurs calculs théoriques ont montré en outre qu’un courant serait produit s’il était placé de manière perpendiculaire à l’équateur, donc selon un axe nord-sud.

Une expérimentation indispensable

Les chercheurs ont donc fabriqué un cylindre creux constitué d’un ferrite de manganèse-zinc, de la taille approximative d’une grosse lampe de poche. Et ils l’ont testé dans leur laboratoire. Ils ont constaté un courant continu de quelques microvolts, conforme à leurs calculs. La tension, l’intensité et la puissance électrique générées ont été extrêmement faibles ; un calcul de coin de table de l’auteur de cet article indiquerait une puissance électrique inférieure au picowatt (soit moins de 0,000000000000011 W).

Une toute petite puissance générée, donc. Toutefois, les chercheurs envisagent une possible miniaturisation de leur système, ainsi qu’une mise en série, de façon à augmenter la tension et la puissance générées. Leur invention pourrait ainsi alimenter des systèmes de plus grande taille, par exemple, des capteurs dans des sites isolés, voire de véritables systèmes à notre échelle, ne serait-ce qu’une maison. Avec un avantage incomparable : l’absence de besoin d’alimenter en combustible, ou de recharger une batterie. Le système serait ainsi totalement autonome.

Une source d’énergie naturelle, mais fossile

Magique ? Non, l’énergie vient bien de quelque part. De la rotation de la Terre. Le système conduirait donc, en retour, à ralentir la rotation de notre planète et à augmenter la durée des jours. Un peu comme l’effet des marées lunaires, qui conduisent à ralentir la durée du jour sur Terre, et à éloigner la Lune ; ainsi, il y a 620 millions d’années, le jour durait environ 20 heures, et la Lune était plus proche d’environ 20 000 km.

Il s’agit donc d’une source d’énergie fossile, pas du tout renouvelable. Mais ce n’est pas un problème pour les auteurs, qui précisent : « Nous avons précédemment montré que même dans un scénario extrême où notre civilisation obtiendrait toute son énergie électrique à partir de l’effet décrit ici, la rotation de la Terre ne ralentirait que de moins de 1 milliseconde par décennie. » Fossile donc, mais avec un gisement si colossal, que cela n’aurait aucun effet sensible.

Du reste, nous devons être prudents sur cette découverte. L’effet mesuré était si faible, qu’il pouvait être provoqué par des phénomènes parasites (par exemple, la différence de température entre les faces du cylindre, par l’effet Seebeck). La publication a ainsi soulevé son petit débat, ce qui est tout à fait normal dans le cadre de la méthode scientifique. Les auteurs appellent par ailleurs à ce que leur expérience soit reproduite : « La prochaine étape consisterait pour un groupe indépendant à reproduire (ou contredire) nos résultats dans des conditions expérimentales très similaires à celles utilisées ici ». Souhaitons en effet d’autres expériences, pour en avoir le cœur net.

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Les énergies renouvelables ont couvert 46,9 % de la production d’électricité nette dans l’Union européenne l’an dernier. En hausse de 2,6 points par rapport à 2023, les données publiées par Eurostat confirment la progression de l’éolien, de l’hydraulique et du solaire.

46,9 % : c’est la part de l’électricité produite dans l’Union européenne (UE) par les renouvelables en 2024. Parmi elles, l’agence européenne des statistiques Eurostat constate que l’éolien se démarque avec 39,1 % de la production renouvelable totale. L’hydroélectricité suit de près avec 29,9 % et enfin le solaire représente 22,4 %. À elles trois, elles participent à se substituer aux énergies fossiles dans la production d’électricité.

De fortes disparités entre pays

La répartition de cette production reste inégale au sein de l’UE. Le Danemark affiche le taux le plus élevé, à 88,8 % d’électricité issue des renouvelables. Le Portugal suit (87,4 %) puis vient la Croatie (73,8 %). À l’opposé, Luxembourg (5,1 %), Malte (15,1 %), la République tchèque (17,5 %) et Chypre (24,1 %) enregistrent les plus faibles contributions. La France, quant à elle, se classe en 23ᵉ position avec une part inférieure à 30 %, dotée d’un gros parc hydroélectrique.

Le paquet législatif « Fit for 55 », élaboré par la Commission européenne, vise à réduire les émissions de gaz à effet de serre de 55 % d’ici 2030 et à atteindre la neutralité carbone en 2050. À ce titre, il met à jour la directive sur les énergies renouvelables, avec un objectif de 42,5 % en 2030, voire l’atteinte de 45 % si possible sous REPowerEU, pour se défaire des énergies fossiles.

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Une équipe de scientifiques néerlandais affirme avoir mis au point une technologie capable de produire de l’électricité à partir de chaussettes usagées. Une solution bas-carbone, sans intermittence, et surtout abondante.

C’est une découverte pour le moins inattendue qui a été révélée par l’université britannique de Stinks : un procédé bioélectrochimique permettant de transformer des chaussettes sales en électricité. Baptisée « Sock-to-Power », cette technologie repose sur la fermentation anaérobie de textiles portés, combinée à une catalyse enzymatique inspirée du système digestif du caméléon d’Afrique de l’Ouest.

Une source d’énergie fétide mais stable

Le fonctionnement du procédé est aussi simple que révolutionnaire. Les chaussettes, préalablement humectées à l’effort (l’humidité corporelle jouant un rôle essentiel), sont introduites dans une chambre de fermentation contenant une souche bactérienne modifiée, Lactobacillus absurdis. Cette bactérie se nourrit des composés organiques issus de la sueur humaine et libère d’infimes quantités d’électrons au cours du processus. Ces électrons sont ensuite captés par des nanoconducteurs en cuivre, permettant une production continue d’électricité.

D’après le professeur Jim Sarr-Dean, directeur du projet de recherche, « une seule paire de chaussettes portée pendant 48 heures permettrait de recharger un smartphone ». Il précise toutefois que les résultats sont meilleurs avec des chaussettes en laine, coton ou lin qu’en matière synthétique, ces fibres naturelles étant « un excellent substrat au développement bactérien ».

Un gisement inépuisable

Le principal atout de cette technologie ? Sa disponibilité. Contrairement au solaire ou à l’éolien, la chaussette sale ne dépend ni du climat ni de l’ensoleillement. L’être humain produit, en moyenne, 1,3 kg de linge malodorant par semaine. À l’échelle mondiale, cela représente un potentiel de production électrique de 10 TWh chaque année, selon une première estimation. De l’électricité dont l’impact carbone est évalué à seulement 2 g de CO2 eq./kWh, soit moins que le nucléaire.

Une start-up baptisée ISLER (It smells like an energy revolution), s’est déjà rapproché des universitaires à l’origine de cette innovation, et annonce des discussions avancées avec plusieurs fabricants de baskets et d’équipements de sport. Des partenariats sont également envisagés avec des salles de fitness, qui pourraient bientôt se transformer en microcentrales énergétiques grâce aux chaussettes de leurs abonnés. Le slogan de la start-up, « Just don’t wash it », fait d’ailleurs écho à une célèbre marque prisée des sportifs.

À quand les centrales podologiques ?

Si la technologie en est encore à ses balbutiements, plusieurs projets pilotes sont en cours. Un gymnase près de Stinky City teste depuis quelques mois une mini-centrale Sock-to-Power. Les premiers retours sont très encourageants : « on n’a plus de factures d’électricité, mais on a dû interdire les sandales », confie la directrice technique de l’établissement, Dora Dee. D’autres pistes sont à l’étude : l’utilisation de sous-vêtements, de chaussures de randonnée, et même de gants de toilette.

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Si les projets de nouveau nucléaire rivalisent de créativité en France et dans le monde, les exemples de réalisations concrètes ne sont pas encore au rendez-vous. Le gouvernement aurait enfin pris une décision pour le site de Cadarache. De quoi donner une chance à un de ces petits nouveaux.

Calogena développe le Cal-30, un petit réacteur modulaire (SMR) de 30 MW thermiques, destiné exclusivement à la production de chaleur, notamment pour le chauffage urbain. Nous rapportions dans nos colonnes en fin d’année dernière, que la start-up du groupe Gorgé manifestait de l’intérêt pour le projet d’Helsinki de se doter d’une source d’énergie nucléaire pour alimenter son réseau de chaleur urbain ; la capitale de la Finlande est en effet dotée d’un réseau de chaleur parmi les plus importants du monde.

L’entreprise a déposé il y a peu son Dossier d’option de sûreté (DOS) auprès de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR), marquant ainsi une première étape de son processus de certification. Dans le cadre de sa démarche visant à concrétiser son projet, elle cherche par ailleurs un site pour construire une tête de série.

Décarboner un site nucléaire… qui se chauffe au gaz fossile !

Il semblerait que ce site soit Cadarache, le vaste site de recherche nucléaire du CEA (Commissariat à l’énergie nucléaire et aux énergies alternatives) dans les Bouches-du-Rhône. Le choix de cet emplacement présente plusieurs intérêts. En premier lieu, il est déjà doté d’un réseau de chaleur, aujourd’hui alimenté au gaz naturel fossile – et l’ironie pourrait prêter sourire pour un site aussi important dans l’histoire de la filière nucléaire française.

Par ailleurs, il s’agit d’un site déjà nucléarisé par plusieurs réacteurs, ce qui implique sans doute de moindres difficultés en ce qui concerne les démarches administratives d’autorisation. Il existe par ailleurs plusieurs autres projets de construction à proximité (le réacteur de fusion ITER, le réacteur de recherche Jules Horowitz RJH), et on peut supposer que ce soit favorable également en termes d’infrastructure et de logistique.

Cette décision aurait été prise lors du quatrième Conseil de politique nucléaire (CPN), qui s’est tenue à l’Élysée le 17 mars. Une chance serait donc donnée à Calogena de faire ses preuves, tout en décarbonant un site emblématique du nucléaire. Notons toutefois que pour le moment, cette décision n’a pas fait l’objet d’une confirmation officielle.

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L’Agence internationale de l’énergie (AIE) a publié son observation annuelle 2024 du secteur de l’énergie. Elle relève notamment une hausse de la consommation d’énergie (+2,2 %), qu’une voiture vendue sur cinq est électrique et des émissions records de CO2.

La consommation d’électricité a bondi de 4,3 % en 2024, relève l’AIE dans son rapport annuel, avec +1 100 térawattheures (TWh) sur le réseau mondial. Elle s’explique par la multiplication des systèmes de refroidissement face aux températures extrêmes, l’électrification croissante des transports et de l’industrie et le déploiement des centres de données et de l’intelligence artificielle.

Alors que la demande en électricité était en berne dans les pays développés, à rebours de la tendance d’électrification et de décarbonation, la tendance commence à s’inverser. Aux États-Unis et en France, la demande a renoué avec la croissance.

Le pétrole en recul, le gaz en hausse

La part du pétrole dans le mix énergétique mondial est tombée, pour la première fois depuis longtemps, sous les 30 %. Elle culminait à 46 % il y a cinquante ans. En revanche, la consommation de gaz naturel a enregistré la plus forte progression parmi les énergies fossiles (+2,7 %, 115 milliards de mètres cubes supplémentaires) portée par l’Asie. La croissance du charbon ralentit cependant (+1 %).

Côté électricité, les énergies renouvelables et le nucléaire ont couvert 80 % de l’augmentation de la production d’électricité en 2024. La part combinée du nucléaire et des renouvelables dans la production électrique mondiale a atteint un pic à 40 %. Dans l’Union européenne, la production solaire et éolienne a dépassé pour la première fois celle combinée du gaz et du charbon. Aux États-Unis, leur part a grimpé à 16 %, dépassant celle du charbon, et même en Chine près de 20 % du mix électrique.

+ 25 % de ventes de véhicules électriques

La mobilité électrique poursuit son expansion, avec une voiture sur cinq vendue dans le monde désormais électrique. Les ventes ont progressé de plus de 25 % en 2024, notamment en Chine, où elles ont enregistré une hausse de près de 40 %. Si la transition énergétique s’accélère, les émissions de CO2 liées au secteur énergétique ont, elles, atteint un niveau record en 2024 (+0,8 %). Les températures extrêmes de l’année ont contribué pour moitié à cette augmentation des émissions.

L’AIE note que le déploiement des énergies bas-carbone permet d’éviter l’émission de 2,6 milliards de tonnes de CO2 par an, soit l’équivalent de 7 % des émissions mondiales.

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Rien n’est encore gagné, pour la transition énergétique. Malgré des chiffres records en matière de production d’énergie renouvelable, le pétrole reste le mètre étalon mondial, en matière d’énergie. 

Comme tous les mois, l’Agence internationale de l’énergie vient de publier son rapport sur le marché pétrolier pour février 2025. Riche en enseignements, ce rapport témoigne du déséquilibre qui semble se créer entre l’offre et la demande de pétrole sur l’année 2025.

Ce rapport montre que la baisse du recours aux énergies fossiles n’est pas encore d’actualité. En effet, l’année 2025 devrait être marquée par une hausse des besoins en pétrole estimée à 1,1 million de barils par jour (mbpj). Cette hausse est principalement liée aux besoins grandissants de la Chine, en particulier pour son industrie pétrochimique. La consommation totale devrait donc atteindre 103,9 millions de barils par jour. Cette situation dans le secteur pétrolier ne fait que confirmer les observations faites au sujet de la consommation de gaz : le monde n’est pas encore prêt à se défaire des énergies fossiles.

Réelle décroissance des besoins, ou situation macroéconomique complexe ?

Néanmoins, il est intéressant de noter que l’offre mondiale devrait augmenter d’autant plus, et surpasser la demande de pétrole à hauteur de 600 000 bpj. Cette différence entre offre et demande pourrait même atteindre 1 million de bp/j si l’Opep+ (Organisation des pays exportateurs de pétrole et ses alliés) prolonge la hausse de production au-delà du mois d’avril. Parmi ces pays, on peut citer le Kazakhstan qui dépasse ses objectifs de production fixés par l’Opep+, Il en va de même pour l’Iran et le Venezuela qui ont augmenté leur production en prévision de potentielles futures restrictions. Hors Opep+, de nombreux pays produisent également à des niveaux records avec les États-Unis en tête.

Malgré le développement massif des énergies renouvelables à travers le monde, le constat est sans appel : le pétrole reste le facteur décisif d’une économie mondiale tourmentée, et la source de tensions grandissantes entre les puissances économiques actuelles. Les États-Unis, moteurs de cette situation, viennent de menacer d’une hausse de 25 % des droits de douane tout pays qui achèterait du pétrole au Venezuela.

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Parfois qualifiées « d’émirats municipaux », les communes accueillant les centrales nucléaires françaises sont généralement très bien loties. Cette situation devrait perdurer avec le programme de relance du nucléaire qui prévoit la construction de 6 EPR2. 

Si le financement définitif des deux EPR2 de Penly n’a pas encore été validé, les travaux préparatoires, eux, ont bel et bien commencé. Sur le site de la centrale, les équipes d’Eiffage Génie Civil s’affairent autour de l’emplacement des deux futurs réacteurs dans le but de préparer la plateforme, et de renforcer la digue existante. Mais il n’y a pas que sur le site de la centrale que les projets de travaux s’accumulent.

Les chiffres sont impressionnants : on prévoit près de 9 000 places de parking supplémentaires, 6 000 nouveaux logements, et un nouvel hôpital de 45 millions d’euros, qu’EDF a aidé à financer. L’impact du chantier des 2 EPR2 va jusqu’à Dieppe, où le service des urgences devrait être agrandi, et la gare modernisée. Au Tréport, la municipalité a même racheté un camping à la ferme pour accueillir des ouvriers du chantier, et ainsi éviter l’engorgement des campings municipaux.

Des communes abreuvées d’emplois

Ce branle-bas de combat général est loin d’être anecdotique pour Petit-Caux, la nouvelle commune qui englobe 18 communes réparties autour de la centrale. Au plus fort de l’activité, ce sont près de 8 000 salariés qui sont attendus sur le chantier, soit presque autant que toute la population de la commune. Dans bien des cas, les salariés devraient d’ailleurs venir avec leur famille, augmentant d’autant plus les besoins des collectivités locales.

Même pendant la phase d’exploitation, à partir de 2038 si tout va bien, ce sont plus de 3 000 personnes qui devraient continuer de travailler sur le site. De ce fait, les capacités de toutes les infrastructures publiques vont devoir être revues à la hausse : écoles, lycées, équipements sportifs, etc.

Centres aquatiques, festivals et coquetteries

Heureusement, les communes qui accueillent des centrales nucléaires bénéficient historiquement d’une situation économique (très) favorable. Dès le début du programme nucléaire, dans les années 1960, EDF a privilégié l’installation des centrales dans de petites communes rurales, à quelques exceptions près. Comme l’explique ce dossier, réalisé par Géoconfluences, en décembre 2017, ces petites communes ont pu profiter de taxes foncières sur bâti et non bâti dont le montant repose sur la valeur des biens présents dans les centrales.

Comprenez qu’EDF verse des taxes très élevées à des communes comptant peu d’administrés. Ces retombées fiscales ont permis à ces communes de réaliser des travaux d’embellissement, et bien plus encore. Le village de Belleville-sur-Loire, par exemple, qui accueille la Centrale de Belleville, a procédé à l’enfouissement de l’ensemble des réseaux électriques et téléphoniques de la commune. Du fait de ces budgets municipaux très élevés, les communes en question ont pu multiplier les investissements dans des infrastructures de loisir particulièrement inhabituelles compte tenu de leur nombre d’habitants.

Par exemple, les villages d’Avoine (1 900 habitants), Golfech (1 000 habitants) ou Dampierre-en-Burly (1 400 habitants) possèdent tous les trois des piscines, voire même des centres aquatiques ! Certaines de ces communes ont même organisé des festivals à portée internationale, à l’image de Belleville-sur-Loire avec Val en Jazz ou Avoine avec Avoine Zone Groove.

Une pluie d’avantages pour les habitants

Pour les habitants, les avantages ne s’arrêtent pas là. Avant qu’elle soit supprimée, la taxe d’habitation était également très avantageuse dans les communes concernées. À Avoine, en 2016, elle était affichée à seulement 0,10 % contre 12 % de moyenne pour les autres communes similaires du département. Enfin, d’autres services ont pu être déployés comme à Chooz. Dans le petit village de 800 habitants, chaque foyer est gratuitement équipé de la fibre optique, et d’un décodeur donnant accès au bouquet de chaînes de Canalsat.

Du fait de cette situation financière exceptionnelle, on comprendra donc pourquoi les habitants des communes accueillant des centrales nucléaires sont généralement favorable à la présence de la centrale. Le débat autour de la potentielle fermeture de Fessenheim, en 2012, en est l’exemple parfait. Les communes ayant affiché un soutien au maintien de la centrale étaient toutes situées à proximité directe du site, tandis que le reste du département appelaient globalement à la fermeture du site.

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Parmi les systèmes de stockage, celui par air comprimé est intrinsèquement intéressant. Jusqu’ici, il coûtait toutefois encore trop cher de le mettre en œuvre. Mais des chercheurs ont peut-être trouvé une solution.

Tout le monde le sait désormais. Si nous voulons réussir à faire la part belle aux énergies renouvelables intermittentes, il nous faudra nous équiper de systèmes de stockage de l’électricité. Des batteries, bien sûr. Mais aussi d’autres technologies. Comme celle que les experts connaissent sous le nom de CAES. CAES, c’est l’acronyme de compressed-air energy storage. Comprenez, stockage d’énergie par air comprimé. L’idée est intéressante : utiliser de l’électricité verte quand elle est disponible en quantité pour comprimer de l’air et le stocker sous terre. Lorsque l’électricité renouvelable se fait rare, la décompression de cet air permet de compléter la production pour répondre à la demande. Toutefois, tout cela coûte aujourd’hui encore un peu cher pour séduire les industriels.

Un stockage d’énergie par air comprimé assisté par géothermie

Mais des chercheurs de l’université Penn State (États-Unis) viennent de faire une découverte qui pourrait tout changer en la matière. Ils rapportent en effet qu’exploiter les infrastructures existantes d’anciens puits de pétrole et de gaz pour stocker l’air comprimé pourrait aider à réduire les coûts initiaux tout en améliorant l’efficacité des CAES de 9,5 %. De quoi enfin dépasser le seuil de rentabilité de ce type de projet.

Ce que les modélisations et les simulations numériques ont montré, c’est que l’installation de CAES dans des puits de pétrole ou de gaz abandonnés augmente considérablement la température de l’air dans ces systèmes. Or, la pression des gaz augmente naturellement avec la température. Ainsi les quelque 3,9 millions de ces puits recensés, rien qu’aux États-Unis, pourraient-ils stocker davantage d’énergie. Grâce à une sorte de nouveau système de stockage par air comprimé assisté par géothermie.

Des effets collatéraux intéressants

Les chercheurs n’hésitent pas à qualifier leur nouvelle idée d’« excellente solution ». D’autant qu’ils expliquent que la réutilisation de ces anciens puits de pétrole et de gaz à des fins de stockage pourrait aussi aider à atténuer leur impact environnemental. Parce que les puits abandonnés, s’ils sont mal scellés, peuvent laisser échapper du méthane dans l’air. Or le méthane est lui aussi un puissant gaz à effet de serre. Utiliser des puits de pétrole et de gaz pour le stockage de l’énergie par air comprimé, en revanche, contraint à fermer hermétiquement ces puits.

Dernier atout de la méthode, et pas forcément des moindres, le potentiel économique pour les populations qui vivent dans ces régions. Elles pourraient y retrouver des opportunités d’emploi inespérées.

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Bruxelles a dévoilé, mardi, une liste de 47 projets stratégiques visant à sécuriser l’approvisionnement de l’Union européenne en terres rares et métaux stratégiques. « Soyons clairs : nous sommes dans l’obligation d’ouvrir de nouvelles mines en Europe » martèle Stéphane Séjourné, commissaire européen chargé de la prospérité et de la stratégie industrielle.

Extraction, raffinage, recyclage : l’Union européenne (UE) dévoile 47 projets européens couvrant l’ensemble de la chaîne de valeur des minerais. Le but : permettre à l’UE de réduire sa dépendance aux importations, notamment en provenance de Chine.

Parmi les métaux concernés, le lithium occupe une place centrale, avec 22 projets dédiés. Utilisé dans la fabrication des batteries de véhicules électriques, ce métal est actuellement majoritairement importé. « Le lithium chinois ne peut pas devenir le gaz russe de demain », a averti le commissaire européen chargé de la prospérité et de la stratégie industrielle, Stéphane Séjourné.

L’Europe souhaite couvrir, d’ici 2030, au moins 10 % de ses besoins en extraction, 40 % en transformation et 25 % en recyclage pour 17 matières premières stratégiques, dont le nickel, le cobalt, le manganèse et le graphite. L’UE souhaite aussi éviter qu’un seul pays tiers ne représente plus de 65 % de ses besoins. 13 États membres sont lauréats, dont la France qui devrait accueillir huit projets. Parmi eux, deux sites d’extraction de lithium, à Beauvoir (Allier) pour le groupe Imerys et en Alsace pour Eramet.

« Il n’y a pas de décarbonation possible sans gallium pour construire les panneaux solaires, sans cuivre pour acheminer l’électricité. Pas d’industrie de défense sans les terres rares qui rentrent dans la composition de nos radars, nos sonars, nos systèmes de ciblage – et pour lesquelles nous dépendons à 100 % de la matière raffinée chinoise » explique le commissaire.

Des permis accélérés et un soutien financier pour les mines

Pour ces projets, l’UE promet une simplification administrative. Les délais d’octroi des permis ne dépasseront pas 27 mois pour l’extraction et 15 mois pour le raffinage et le recyclage, contre cinq à dix ans actuellement. Le financement est également sécurisé : deux milliards d’euros seront mobilisés en 2025 via la Banque européenne d’investissement. Ces projets bénéficieront aussi d’un soutien à la mise en relation avec des acheteurs industriels.

L’UE tire les leçons de sa dépendance passée dont la guerre en Ukraine a montré l’intérêt stratégique. « Il y a une dimension d’urgence qu’il n’y avait pas il y a trois ou quatre mois », depuis le retour de Donald Trump, a reconnu Stéphane Séjourné. En complément de ces projets, l’UE prévoit d’annoncer dans les semaines à venir une liste d’initiatives situées hors de son territoire, notamment en Ukraine et au Groenland. Un second appel à projets intra-européen est aussi prévu cette année.

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Le gouvernement a publié, le 27 mars, un arrêté modifiant le dispositif de soutien au petit photovoltaïque sur bâtiment. Applicable dès le 28 mars, il réduit considérablement les aides publiques pour un secteur qui en a désormais moins besoin.

L’arrêté photovoltaïque S21 définissant le soutien public au petit photovoltaïque a été publié le 27 mars par le gouvernement. C’est lui qui segmente les aides suivant la puissance des installations. Pour les centrales solaires inférieures à 9 kilowatts crête (kWc), l’arrêté supprime tout bonnement la possibilité de vendre sa production en totalité (sans autoconsommation). Ceux qui voudraient opter pour l’autoconsommation avec vente du surplus devront composer avec un tarif nettement raboté : de 0,1269 €/kWh le trimestre dernier, il passe à 0,04 €/kWh. Une baisse de plus de 68 % qui rend cette option sans intérêt face à l’autoconsommation totale, sans contrat auprès d’EDF OA.

La prime à l’autoconsommation est également réduite à peau de chagrin, passant de 210 €/kWc à 80 €/kWc pour les centrales jusqu’à 3 kWc et de 160 €/kWc à 80 €/kWc pour les centrales de plus de 3 kWc jusqu’à 9 kWc.

Présentée comme un moyen d’offrir aux particuliers une meilleure résilience face aux fluctuations des prix de l’électricité, la décision de baisser le soutien public a suscité des réactions mitigées. La filière solaire plaidait pour que ces baisses n’interviennent qu’après l’instauration d’une TVA réduite à 5,5 % en octobre 2025.

Tableau des tarifs d’achat de l’électricité solaire au deuxième trimestre 2025 / CRE.

Les centrales de plus grande puissance bénéficient d’un sursis

Les installations solaires d’une puissance supérieure ou égale à 9 kWc et inférieure ou égale à 36 kWc bénéficient de tarifs inchangés pour l’instant, en vente totale (0,1295 €/kWh) comme en autoconsommation avec vente du surplus (0,0761 €/kWh). Pour les centrales de 100 à 500 kWc, le tarif d’achat baisse légèrement à 0,95 €/kWh jusqu’à fin juin 2025, avant d’être soumis à un mécanisme de dégressivité.

Par ailleurs, un système d’appel d’offres simplifié sera mis en place à partir du second semestre 2025, afin de mieux contrôler le volume des projets et d’en garantir la maturité. Un dispositif de caution bancaire de 10 000 euros sera également instauré pour s’assurer du sérieux des porteurs de projet. Pour les collectivités, une délibération municipale remplacera cette caution.

Malgré les consultations menées avec les acteurs du secteur, notamment via la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) et le Conseil Supérieur de l’Énergie (CSE), cet arrêté inquiète toujours les professionnels.

Un frein pour le développement de l’énergie solaire ?

Enerplan et le Syndicat des énergies renouvelables (SER) redoutent un frein au développement des installations sur toitures et ombrière. En particulier, la dégressivité des tarifs, effective dès la publication du texte pour les installations de 9 à 100 kWc, est perçue comme un risque pour la rentabilité des projets.

Le ministre de l’Énergie, Marc Ferracci, défend cette trajectoire. « Cet arrêté illustre la méthode à laquelle je tiens : garder le cap de la trajectoire pluriannuelle de l’énergie, veiller à l’impact sur les finances publiques, échanger avec les filières et sécuriser, à l’issue de cette concertation, le développement du photovoltaïque indispensable à la sécurisation de notre énergie et à notre souveraineté », a-t-il déclaré.

Avec l’arrêté, l’exécutif met en avant d’autres dispositifs de soutien, comme les récents appels d’offres pour le photovoltaïque au sol et sur bâtiment, qui ont déjà désigné plusieurs centaines de mégawatts crête de capacité.

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C’est avec une certaine fierté que l’Inde vient d’annoncer avoir franchi la barre symbolique du milliard de tonne de charbon produit en une année. Cette annonce remet en perspective l’état de la transition énergétique à l’échelle mondiale. 

C’est par le biais d’un post sur le réseau social X (ex-Twitter) que le ministère indien du charbon a annoncé avoir franchi le cap des 1 milliard de tonne de charbon produit en une année. En passant ce cap, l’Inde conforte sa position de deuxième producteur mondial de charbon avec un part de 9,3 %. D’un point de vue européen, l’annonce a de quoi surprendre.

Si le gaz et le pétrole sont encore massivement utilisés, le charbon, lui, est clairement sur la pente descendante en raison de ses effets environnementaux et sanitaires. En France, il ne reste plus que deux centrales à charbon encore utilisées, et le Royaume-Uni s’apprête à fermer son unique centrale utilisant ce type d’énergie. Même l’Allemagne, dont la production d’énergie repose encore massivement sur le charbon et le lignite (21,3 % du mix électrique), ne cesse de fermer des centrales.

𝐇𝐢𝐬𝐭𝐨𝐫𝐢𝐜 𝐌𝐢𝐥𝐞𝐬𝐭𝐨𝐧𝐞! 🇮🇳

India has crossed a monumental 1 BILLION TONNES of coal production!

With cutting-edge technologies and efficient methods, we’ve not only increased production but also ensured sustainable and responsible mining. This achievement will fuel… pic.twitter.com/KRGOBQ1SA7

— G Kishan Reddy (@kishanreddybjp) March 21, 2025

1,5 milliard de tonnes de charbon d’ici 2030

L’Inde et la Chine sont donc dans une toute autre dynamique que l’Europe en matière de charbon. En 2023, l’Inde a consommé plus de charbon que toute l’Europe et les Amériques réunies, du fait d’un mix électrique reposant à 72 % sur cette énergie. D’ailleurs, poussée par les deux pays, la consommation mondiale de charbon a augmenté de 10 % sur les 10 dernières années.

Le recours massif au charbon de l’Inde s’explique en partie par sa très grande densité de population. S’il se place au troisième rang mondial en termes de consommation d’électricité, sa consommation par habitant ne représente que 20 % de celle de la France. Mais le pays doit fournir de l’électricité à plus d’1,4 milliard de personnes, soit le double de la population européenne. Dans ce contexte, le charbon, dont le pays possède de grandes quantités, constitue un moyen rapide et efficace de produire de l’électricité, tout en assurant une forme de souveraineté énergétique. Le pays compte continuer d’exploiter massivement ses réserves, estimées à 122 milliards de tonnes, et atteindre une cadence de 1,5 milliard de tonnes produit par an d’ici 2030.

L’Inde investit également dans les énergies bas-carbone

En parallèle, le pays mise aussi sur l’avenir avec les énergies renouvelables, en mettant en œuvre parmi les plus grandes centrales photovoltaïques et éoliennes du monde. Enfin, le pays compte également accélérer sur le nucléaire et vise les 100 GW installés d’ici 2047. Ces objectifs restent insuffisants pour compenser les plus de 237 GW de centrales à charbon en activité dans le pays.

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EDF est prié de revoir sa copie, concernant le destin de la centrale de Cordemais. Quelques mois après l’annonce de la fin d’un projet de conversion à la biomasse, le Sénat demande que l’activité de production ou de stockage d’électricité soit maintenu après la fermeture de la centrale. 

Que va devenir la centrale électrique de Cordemais ? Une chose est sûre : à partir de 2027, elle ne produira plus d’électricité à partir de charbon. Mais au-delà, rien n’est encore décidé. Il y a bien eu le projet Ecocombust 2, qui devait permettre la reconversion de l’une des deux dernières centrales à charbon du pays à la biomasse. Mais en fin d’année 2024, EDF a finalement décidé d’abandonner le projet, par crainte d’un manque de rentabilité.

L’électricien français a bien une idée en tête, et souhaite transformer le site en usine de production de tuyaux pour les EPR2. Le site pourrait entrer en service à partir de 2029, et serait géré par Framatome. Mais il y a un hic : cette usine de production ne permettrait d’assurer qu’une centaine d’emplois dans un premier temps, et 200 emplois à terme. On est donc loin des 328 salariés d’EDF qui travaillent actuellement sur le site.

Fabrication de tuyaux ou production d’électricité ?

Dans cette situation, les sénateurs de Loire-Atlantique viennent de faire voter un projet d’amendement auprès de la commission des affaires économiques du Sénat. Cet amendement, qui vient d’être adopté, contraint EDF à proposer un plan de conversion de la centrale, soit pour assurer une production d’électricité à partir d’énergies renouvelables, soit pour stocker de l’électricité. Selon la sénatrice Karine Daniel, le site a une grande importance dans le mix énergétique français, et doit conserver son rôle dans l’équilibre du réseau électrique. Pilotable, la centrale a, en effet, l’avantage de permettre à EDF d’ajuster efficacement sa production d’électricité en fonction de la demande.

Il semble donc qu’EDF soit contraint de revoir – ou compléter – ses plans pour remettre la production d’électricité au cœur du projet Cordemais. Compte tenu de ses infrastructures électriques, le site pourrait être converti en batterie stationnaire, ou pourrait même accueillir un SMR, comme évoqué fin 2023 par Christelle Morançais, présidente de la région Pays de Loire.

L’article Sans charbon ni biomasse, la centrale EDF de Cordemais peine à se trouver un avenir énergétique est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

En 2024, le marché européen de l’électricité a connu des prix plus bas qu’en 2023, atteignant en moyenne 81 euros par mégawattheure (€/MWh), selon le rapport de l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER).

La baisse des prix de l’électricité par rapport aux sommets de la crise énergétique de 2022 est certaine, constate le régulateur européen : ils sont passés de 227 à 81 €/MWh. Mais cette tendance cache leur volatilité, alimentée par l’intermittence des énergies renouvelables et l’influence persistante du gaz sur la formation des prix. L’augmentation de la production d’énergies renouvelables, combinée au retour en puissance du parc nucléaire français, a permis de réduire la dépendance aux combustibles fossiles.

En 2024, les énergies renouvelables ont représenté 34 % de la production d’électricité en Europe. Elles ont permis de faire chuter les prix, en particulier au printemps et en été avec les pleines capacités de production solaire et éolienne. En revanche, l’abondance d’électricité intermittente a aussi eu pour effet d’augmenter le nombre d’épisodes de prix négatifs. Ces derniers, où les producteurs doivent payer pour injecter leur électricité sur le réseau, ont augmenté de 50 % par rapport à 2023. Il illustre la difficile adéquation entre l’offre et la demande avec les renouvelables, faute de flexibilité suffisante sur le réseau.

Une volatilité exacerbée par le gaz et l’absence de stockage

Malgré la baisse des prix moyens, l’ACER souligne que le gaz joue toujours un rôle important dans l’équilibre du marché de l’électricité. En effet, les centrales à gaz restent indispensables lors des périodes de forte demande où de faible production renouvelable, maintenant une corrélation entre les prix du gaz et ceux de l’électricité.

En 2024, les prix du gaz sont descendus à 34 €/MWh en moyenne, mais les tensions sur l’approvisionnement et les fluctuations du marché international ont entraîné des hausses ponctuelles répercutées sur l’électricité. L’absence actuelle de flexibilité du système énergétique reste encore un point faible. Le stockage d’électricité, via les batteries ou le pompage-turbinage, est encore trop limité pour absorber les surplus renouvelables et pallier les creux de production.

Développer les interconnexions

Aussi, le développement des interconnexions entre pays européens, qui permet une meilleure répartition de l’électricité disponible entre les besoins des pays, « doit encore progresser » selon l’ACER. L’ACER pointe un autre problème : la forte variabilité des prix de l’électricité au sein d’une même journée. En 2024, les fluctuations dépassant 50 €/MWh entre le prix le plus bas et le plus haut ont été observées lors de 70 % des journées de l’année. Cette instabilité complique la prévisibilité des coûts pour les consommateurs et les industriels.

L’agence européenne appelle donc à accélérer le développement des solutions de flexibilité. Sans ces mesures, l’Europe pourrait se retrouver dans une situation où l’électricité est abondante et bon marché à certains moments, mais hors de prix lors des pics de consommation.

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