L’hydrogène, une des solutions face aux défis énergétiques actuels, s’avère être un candidat idéal pour le stockage longue durée. Dans un nouveau concept, cette technologie est associée aux batteries et à l’intelligence artificielle pour renforcer la résilience des réseaux électriques.

Les systèmes de stockage hybrides semblent susciter un intérêt croissant dans ce contexte où l’équilibre des réseaux est de plus en plus menacé. Alors que nous évoquions récemment une installation chinoise reliant batteries et supercondensateurs, voici un nouveau concept combinant maintenant batteries et stockage hydrogène.

Derrière l’idée : la startup suisse Plan-B Net Zero. La jeune entreprise a présenté son concept lors du Symposium sur l’hydrogène DA-CH récemment organisé en Autriche. Son système repose sur deux piliers. D’une part, des batteries absorbent les variations à court terme du réseau électrique ; et d’autre part, un système de production d’hydrogène vert assure le stockage à long terme du surplus d’électricité issue des énergies renouvelables. L’ensemble est coordonné par une IA chargée d’orchestrer les échanges entre les différents composants.

Le concept s’adresse principalement à l’Allemagne, l’Autriche et la Suisse, où les réseaux auraient atteint désormais leurs limites opérationnelles face à la croissance rapide des renouvelables et à la fréquence accrue des phénomènes météorologiques extrêmes. « Nous avons besoin de systèmes intelligents et décentralisés, capables de réagir de manière autonome aux fluctuations », souligne l’entreprise pour appuyer sa démarche.

Une interconnexion intelligente entre solaire, IA, électrolyseurs et batteries

Plan-B Net Zero affirme travailler actuellement sur le développement de pôles énergétiques régionaux interconnectant centrales solaires, batteries et électrolyseurs. L’objectif est d’exploiter le surplus d’énergie solaire pour alimenter les batteries et produire de l’hydrogène vert via électrolyse. Pour convertir ce dernier en électricité, le système devrait être associé, soit à des piles à combustible, soit à des turbines à hydrogène.

Grâce à des modèles prédictifs basés sur la météo, la demande en électricité et les prix de l’énergie, l’IA supervisera le système en temps réel. Elle pourrait ainsi anticiper les variations du réseau et ajuster automatiquement les opérations en chargeant les batteries, en lançant l’électrolyse pour produire de l’hydrogène, ou en restituant de l’électricité au réseau lorsque c’est nécessaire.

L’entreprise revendique déjà un portefeuille de projets de stockage par batteries totalisant 1,3 GWh, dont certains seront prochainement associés à des installations à hydrogène. Si ce concept s’annonce théoriquement prometteur pour améliorer la stabilité du réseau, aucune donnée concrète n’a pour l’heure été fournie pour évaluer ses performances réelles. La question des coûts reste également en suspens.

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Il y a 65 ans, la sécurité nucléaire n’était visiblement pas aussi sérieuse qu’aujourd’hui. Une affiche du Commissariat à l’énergie atomique (CEA) retrouvée parmi ses archives préconisait de se pincer le nez et de retenir sa respiration en cas d’incendie de plutonium.

Au début des années 1960, au cœur de l’épopée nucléaire française, le service de protection contre les radiations de Marcoule (Gard) diffusait une surprenante affiche signée de l’illustrateur Jacques Castan. Le visuel présente la conduite à tenir « en cas d’incendie de plutonium », dans un style graphique digne d’un vieux manuel d’école primaire. Il faudrait ainsi « retenir sa respiration et fermant la bouche et pinçant le nez » avant d’isoler la source de l’incendie dans une boite d’extinction au fluorure de calcium (F2 Ca). On note également la nécessité de « donner l’alarme », qui émet d’ailleurs un étonnant meuglement de vache, à en croire l’affiche.

L’opérateur ne porte aucun équipement de protection respiratoire, il est simplement vêtu de la blouse rétro du CEA, d’une toque, de surchaussures et de gants, ce qui paraît inconcevable de nos jours. Le document a été déterré par le chercheur Michael Mangeon, passionné d’archives nucléaires, qui l’a publiée sur son compte LinkedIn.

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À l’horizon 2030, l’Italie ambitionne d’atteindre une capacité de 3 GW d’électrolyseurs d’après son plan national énergie-climat publié en 2024. Dans ce contexte, le pays se voit ainsi accueillir une nouvelle installation de 0,5 MW en Sardaigne, un investissement de 15 millions d’euros en partie financé par le Plan national de relance et de résilience.

L’Italie lance donc Hyround, une nouvelle usine de production d’hydrogène vert, la première installation du pays directement connectée au réseau gazier urbain. Celle-ci couvre l’ensemble de la chaîne de valeur, de la production au stockage et à la distribution du gaz. Porté par l’Italien Italgas, spécialiste de la distribution de gaz naturel, le projet est implanté à Sestu, dans la province de Cagliari, en Sardaigne. L’usine a été inaugurée le 2 octobre en présence du ministre de l’Environnement et de la Sécurité énergétique, Gilberto Pichetto Fratin.

L’infrastructure utilise la technologie dite « Power-to-gas », qui transforme l’électricité en hydrogène via l’électrolyse de l’eau. Cette électricité, pour être « verte », provient d’un parc photovoltaïque voisin de 1 MW et alimente un électrolyseur de 0,5 MW. Avec tout cela, Italgas espère produire 21 tonnes d’hydrogène par an, avec déjà une prévision d’augmentation à 70 tonnes annuelles dès 2028.

L’hydrogène au service des bus, des usines et des habitations

L’hydrogène produit est destiné à trois secteurs principaux : le transport, l’industrie et les usages domestiques. Une partie de la production alimentera une flotte de bus à hydrogène, une technologie encore toute jeune en Italie. Une entreprise laitière locale l’utilisera également pour remplacer le gaz naturel dans ses procédés de production, afin de générer la chaleur nécessaire aux différentes opérations. Enfin, l’hydrogène sera mélangé au méthane dans le réseau domestique pour chauffer les habitations et produire de l’eau chaude.

Ce projet est rendu possible en grande partie grâce au fait que la Sardaigne dispose de réseaux de distribution de gaz parmi les plus avancés du pays. Le choix géographique d’Italgas répond donc à une stratégie claire. Ces réseaux, dits « natifs numériques », ont été conçus dès le départ avec des technologies modernes intégrées, permettant d’optimiser la distribution du gaz en temps réel. Surtout, dès leur installation, ils étaient déjà prêts à accueillir différents types de gaz, y compris l’hydrogène.

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L’ascensoriste finlandais Koné teste un prototype d’ascenseur fonctionnant en courant continu (DC). C’est une innovation dans la gestion énergétique des bâtiments en facilitant l’intégration des énergies renouvelables et la récupération d’énergie.

Le courant continu, longtemps cantonné aux circuits électroniques, s’immisce dans le monde du bâtiment. Le groupe Koné, numéro deux mondial des ascenseurs, vient d’annoncer le lancement d’un Proof of Concept pour un ascenseur fonctionnant entièrement en courant continu (DC). Son objectif ? Démontrer les gains en efficacité énergétique et en stabilité du réseau qu’il peut apporter en lieu et place du courant alternatif (AC). Ce prototype s’inscrit dans le cadre de l’adhésion de Koné à la fondation Current/OS qui milite pour une norme internationale des micro-réseaux en courant continu.

Les ascenseurs, un gros poste de consommation dans un immeuble

En remplaçant les habituelles conversions entre courant alternatif et continu, le système réduit les pertes électriques et facilite la récupération de l’énergie de freinage. « À l’image d’un véhicule électrique, l’énergie produite lors de la descente pourra être réinjectée dans le réseau », explique le président de la fondation Current/OS Yannick Neyret aux Echos. Cette énergie pourrait ensuite alimenter d’autres usages du bâtiment : éclairage, climatisation ou recharge de véhicules qui fonctionnent en DC.

L’ascensoriste entend prouver que cette approche peut rendre les ascenseurs plus sobres et plus résilients, car les ascenseurs sont le plus gros poste de consommation des communs d’un immeuble (s’il n’y a pas de chauffage collectif).

Contrairement à une idée répandue, il ne s’agit pas d’alimenter l’ascenseur uniquement par des panneaux solaires. « L’ascenseur, comme les autres consommateurs du bâtiment, est connecté à un réseau DC alimenté à la fois par le solaire, le réseau public et parfois des batteries », précise la fondation Current/OS. Ce réseau est dimensionné pour l’ensemble des équipements du bâtiment, l’ascenseur pouvant disposer d’une petite réserve d’énergie tampon pour lisser les appels de puissance.

Les avantages du courant continu

En intégrant directement les sources renouvelables, le courant continu permet d’éviter les pertes liées aux conversions AC/DC. Résultat : une meilleure utilisation de l’électricité et une réduction du soutirage sur le réseau électrique classique. Le concept reste encore au stade expérimental mais l’intérêt grandissant d’acteurs comme Koné ou Daikin qui intègrent la fondation témoigne d’une tendance de fond : celle de bâtiments à réseaux hybrides capables de gérer, stocker et redistribuer localement leur énergie. Nous avions par exemple visité le bâtiment Wave de Vinci Energies à Lille, prototype d’un bâtiment à courant continu.

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Le Mécanisme d’ajustement carbone aux frontières (CBAM) permettra, dès janvier 2026, d’intégrer le coût du carbone aux importations d’électricité et d’hydrogène. Il sera accompagné par un système intérieur à l’UE de quota carbone sur ces mêmes secteurs qui montera en puissance

Entré en phase transitoire en octobre 2023, le CBAM (Carbon Border Adjustment Mechanism) impose aux importateurs européens de déclarer les émissions de CO₂ liées à leurs produits. Si 2025 reste une année de simple déclaration, dès 2026, ils devront acheter des certificats carbone alignés sur le prix du marché européen des quotas carbone (ETS), actuellement situé aux alentours de 70 € la tonne de CO₂.

Une disparition progressive des quotas gratuits d’ici 2034

« Une phase transitoire va démarrer de 2026 à 2034, où les quotas gratuits vont progressivement disparaître », explique Adrien Fourmon, avocat en droit de l’énergie au cabinet Jantet. Ces quotas gratuits « perturbent le signal prix » car une partie des quotas sont aujourd’hui payants et d’autres gratuits. Avec la pleine application du CBAM, entreprises étrangères et européennes paieront toutes le contenu carbone de leurs produits.

S’il existait des quotas gratuits dans l’ETS, c’était pour ne pas trop pénaliser les entreprises européennes face aux importations. Désormais, les entreprises devront « se conformer rapidement et déclarer leurs importations, sinon elles n’auront pas accès au marché européen », prévient l’avocat. L’objectif de ce double mécanisme — marché intérieur et taxe carbone aux frontières — est d’éviter les fuites de carbone et d’assurer une concurrence équitable entre acteurs européens et importateurs.

Électricité : un risque de désavantage pour le Royaume-Uni

Pour l’électricité, le CBAM pourrait impacter l’interconnexion avec le Royaume-Uni, sauf si celui-ci démontre que ses producteurs paient déjà un prix du carbone équivalent via l’UK ETS. Une électricité issue d’un mix très carboné — charbon ou gaz sans capture — émet en moyenne 700 à 900 kg CO₂/MWh. Avec un prix du carbone à 100 €, cela représenterait 70 à 90 € supplémentaires par mégawattheure : ces importations deviendraient largement non compétitives.

À l’inverse, la « cloche solaire » de 14 h sur Eco2Mix (l’outil de RTE pour suivre l’intensité carbone et les prix) montre une intensité carbone de seulement 15 kg CO₂/MWh, soit un coût additionnel d’à peine 1 à 5 € par MWh.

L’Union française de l’électricité (UFE) a déjà réagi et exprimé deux craintes. La première concerne le risque de double paiement du contenu carbone : « il pourrait être très difficile de tracer un import jusqu’à l’installation d’origine au Royaume-Uni », ce qui entraînerait un double paiement (UK et UE). La seconde critique vise la valeur par défaut retenue pour l’intensité carbone du mix britannique, calculée sur la base de données historiques, donc plus carbonées.

Un effet plus spectaculaire sur l’hydrogène

L’impact du CBAM devrait être encore plus marqué sur les importations d’hydrogène. L’hydrogène gris, produit à partir de gaz naturel, émet 9 à 12 kg de CO₂ par kg d’H₂. Au prix actuel du carbone, cela renchérit le produit d’environ 1 € par kg, portant son coût total entre 2,5 et 4 € contre 1,5 à 3 € auparavant.

L’hydrogène bleu, avec capture partielle du CO₂, limiterait la hausse à 0,3 à 0,6 €/kg. Quant à l’hydrogène vert, issu d’électrolyse alimentée par des énergies renouvelables, ses émissions tombent sous 1 kg CO₂/kg d’H₂ produit, soit moins de 10 centimes de coût carbone supplémentaire. Et plus le prix du carbone augmentera, plus l’hydrogène vert deviendra compétitif, jusqu’à devenir moins cher que l’hydrogène fossile.

Un levier diplomatique et climatique

Au-delà de ses effets économiques, le CBAM agit comme un outil diplomatique. Il incite les pays exportateurs à instaurer leurs propres systèmes de tarification du carbone pour éviter une double pénalisation. Certains, comme le Maroc ou le Canada, s’en inspirent déjà pour aligner leurs politiques climatiques sur celles de l’Europe.

Plusieurs zones d’ombre demeurent : l’intégration des émissions indirectes dues à l’électricité utilisée dans les processus de fabrication (acier, chimie…), la répercussion sur le prix final payé par les consommateurs européens, et la trajectoire future du prix du CO₂. Alors que la nouvelle version de l’ETS 2 doit couvrir le carburant routier et le chauffage domestique dès 2027, les prix de l’énergie pourraient fortement augmenter. La réussite du couplage entre CBAM et ETS apportera rapidement des réponses.

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L’énergie solaire poursuit sa folle ascension aux États-Unis. La situation est telle qu’elle pourrait devenir la deuxième énergie du pays dès 2028 en termes de puissance installée, se plaçant derrière le gaz naturel avec 250 GWc. 

Donald Trump a beau s’opposer frontalement au déploiement des énergies renouvelables, le reste du pays ne semble pas partager son point de vue, puisqu’il n’y a jamais eu autant de solaire et d’éolien déployés aux États-Unis qu’en 2025. Selon la Commission fédérale de régulation de l’énergie (FERC), entre janvier et juillet, l’équivalent de 16 GW de centrales photovoltaïques ont été installées, soit les trois quarts des nouvelles installations de production d’électricité sur la période. En deuxième position, on retrouve l’éolien avec 3,2 GW de nouvelles capacités ajoutées.

Toujours selon la FERC, en juillet 2025, la puissance électrique installée aux États-Unis se décline de cette manière (hors nucléaire et hydroélectricité) :

• 567 GW de centrales au gaz naturel
• 198 GW de centrales au charbon
• 158 GW de parcs éoliens
• 153 GW de centrales solaires photovoltaïques

S’il a démarré plus lentement que l’éolien, le secteur du solaire rattrape désormais son retard et se positionne en première place des nouvelles capacités de production depuis septembre 2023. Sur cette période de 22 mois, la capacité photovoltaïque totale est passée de 92 GWc à 153 GWc. Rien que sur le mois de juillet 2025, ce sont près de 1,18 GWc de solaire qui ont été raccordés au réseau !

Le photovoltaïque devrait prendre la deuxième place du mix électrique dès 2028

Compte tenu de cette courbe de progression, le solaire devrait dépasser l’éolien d’ici peu, mais ce n’est pas tout. Selon les prévisions de la FERC, le photovoltaïque pourrait prendre la deuxième place du mix électrique en termes de capacités de production avec environ 250 GW. En parallèle, la capacité de production du charbon devrait chuter de 25 GW avec la fermeture de nombreuses centrales à charbon. Le solaire dépasserait alors le charbon de 44 %.

Pour optimiser l’utilisation des énergies renouvelables, les États-Unis n’ont également jamais installé autant de batteries qu’en 2025. Si tout va bien, ce sont un total de 18,3 GW de capacité de stockage qui devraient être raccordés d’ici la fin du mois de décembre. Si le nucléaire fait régulièrement la une de l’actualité, notamment via les promesses des SMR, force est de constater qu’à l’heure actuelle, ce sont principalement les énergies renouvelables qui rendent possible la stabilisation, si ce n’est la baisse, des émissions de CO2 liées à la production d’électricité.

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L’institut Qualimétrie a mené une étude auprès de quatre comparateurs de fournisseurs d’énergie pour analyser leurs pratiques envers les consommateurs. Ils sont loin de la transparence, selon ses conclusions.

Du 27 juin au 28 juillet 2025, Qualimétrie a enquêté sur les pratiques de quatre comparateurs d’énergie (Hello Watt, Selectra, Papernest et Choisir) afin d’évaluer leur impartialité et la qualité de leur accompagnement. Au total, 200 appels ont été réalisés selon quatre profils de consommateurs fictifs : un client mécontent, un abonné en litige avec son fournisseur, un usager souhaitant faire le point sur sa facture et un particulier déménageant.

Dans 62 % des appels, le rôle des conseillers n’est pas clairement exprimé, semant le trouble avec 50 % se disant impartiaux vis-à-vis des fournisseurs. À peine 47 % mentionnent spontanément qu’ils travaillent avec plusieurs fournisseurs.

Pression commerciale et opacité du financement

Les conseillers posent des questions de cadrage dans 83 % des appels (pour évaluer le besoin de l’appelant) mais seuls 37 % s’intéressent réellement aux attentes du client (écologie, service, engagement). À regarder le résultat : plus de la moitié des appelants ne se voient proposer qu’une seule offre et dans 80 % des cas, le conseiller favorise un fournisseur précis.

Les arguments reposent quasi exclusivement sur le prix (89 % des appels) et non pas sur les besoins du client. Les critères comme le service client, les engagements du fournisseur et le type d’énergie fournie passent souvent à la trappe, regrette l’institut. Près d’un conseiller sur deux pousse fortement le consommateur à souscrire immédiatement. Deux tiers (66 %) évoquent la gratuité du service et seuls 37 % précisent les modalités de rémunération.

Le service ne semble pas rendre satisfaction à en croire l’étude :  47 % des consommateurs interrogés déclarent qu’ils ne recommanderaient pas leur comparateur et seuls 40 % disent ne pas avoir eu confiance lors de l’appel. Mieux vaut peut-être utiliser le comparateur du Médiateur national de l’énergie, un service public.

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Symbole aussi politique qu’économique, la Turquie veut prendre ses distances de la Russie pour la construction de sa seconde centrale nucléaire sur les rives de la mer Noire. Les États-Unis et la Corée du Sud pourrait coopérer pour donner naissance à ce projet. 

C’est un revirement de situation inattendu, mais compréhensible. Après une visite du président turque Erdogan à la Maison Blanche, le 25 septembre dernier, les paris sont plus que jamais ouverts pour savoir qui construira la deuxième centrale nucléaire de la Turquie. Selon les dernières déclarations de Alparslan Bayraktar, ministre de l’Énergie, la nouvelle centrale pourrait résulter d’une coopération tripartite entre la Turquie, les États-Unis et la Corée du Sud.

Cette coopération porterait sur la construction d’une centrale nucléaire dans la région de Sinop. Cette province, située au bord de la mer Noire, a un avantage de taille : ses eaux y sont particulièrement froides, avec 5 °C de moins que les eaux de la Méditerranée. À l’origine, cette centrale devait être construite par un consortium franco-japonais et composée de 4 réacteurs de 1100 MW. Mais face à une explosion du budget, les différents partenaires impliqués se sont finalement désistés un à un.

Ne pas reproduire les erreurs d’Akkuyu

À partir de 2022, Rosatom a considéré ce projet comme une extension de la centrale actuellement en construction d’Akkuyu. L’entreprise Russe y a même mené des études sur site en 2024. Seulement, voilà : la construction de la centrale d’Akkuyu, première centrale nucléaire du pays, qui a débuté en 2018, ne se passe pas comme prévu. Composée de 4 réacteurs de 1200 MWe, elle est construite, financée et exploitée par Rosatom. Du fait du conflit en Ukraine, la Russie a connu des difficultés d’approvisionnement et de financement. De plus, les retards s’enchaînent, même si le premier réacteur vient d’être mis en service.

Pour ces raisons, la Turquie a ouvert le débat afin d’obtenir la centrale au coût le moins élevé possible. Elle souhaite également que les entreprises turques puissent activement participer à la construction, ce qui semble plus difficile avec Rosatom. D’ailleurs, les futurs travaux de la centrale d’Akkuyu pourraient ne pas être réservés à Rosatom, mais ouverts à la concurrence.

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En Australie, le producteur français Neoen met en service la deuxième tranche de Collie Battery et lance le chantier de Muchea Battery, sa première installation de stockage longue durée de six heures. Le groupe dépasse les 3 GWh de batterie installés.

À Collie (extrême sud-ouest de l’Australie), une gigantesque batterie nommée Collie 2 fournit désormais ses services à l’Australian Energy Market Operator (AEMO) depuis le premier octobre. Dotée d’une capacité de 341 MW pour 1363 MWh, elle arrive à point nommé, au moment où l’Australie compense la fermeture progressive de ses centrales fossiles. Combiné à la première tranche Collie 1 (219 MW et 877 MWh), l’ensemble atteint 560 MW et 2240 MWh, l’ensemble devient la plus grande batterie australienne en service et la première à dépasser les 2 GWh, selon le communiqué de presse de Neoen.

Une première batterie à longue durée

Toujours sur le réseau électrique South-West Interconnected System (SWIS), la construction d’une autre batterie nommée Muchea a commencé. Elle est la première batterie longue durée de six heures dans le portefeuille mondial de Neoen. D’une puissance de 164 MW pour 905 MWh, elle sera équipée de 252 Tesla Megapack 2XL et connectée au réseau SWIS via Western Power. Les travaux seront confiés à Tesla et à UGL (filiale de CIMIC). Le projet bénéficie du Capacity Investment Scheme, c’est le dispositif fédéral destiné à soutenir les infrastructures de stockage en Australie. La fonction de Muchea sera de contribuer à stabiliser le réseau lors des pics de demande en soirée.

Avec Collie 2 et Muchea, Neoen cumule désormais 724 MW et 3 145 MWh de stockage dans l’État, c’est gigantesque. C’est le fruit d’un investissement total supérieur à un milliard de dollars australiens (560 millions d’euros).

Un gros contrat avec l’industrie minière

Parallèlement, Neoen déploie sa stratégie de fourniture d’électricité renouvelable au travers de contrats de gré-à-gré (PPA). Fin septembre, le groupe a signé un contrat de 100 MW sur dix ans avec le géant minier BHP pour ses activités de cuivre en Australie-Méridionale. Combiné à un premier PPA de 70 MW en vigueur depuis juillet, il couvrira environ 70 % de la consommation électrique de BHP d’ici 2030. L’électricité proviendra du parc éolien Goyder North et de la future Goyder Battery d’au moins 200 MW et 800 MWh. Neoen chérit l’Australie, pays dans lequel elle totalise plus de 5 GWh installés ou en construction.

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Une étude de l’IFOP pour Engie et la Fondation Jean-Jaurès révèle que les français sont massivement favorables aux énergies renouvelables, toutes sensibilités politiques confondues.

Une proposition de loi Gremillet, visant à fixer les objectifs énergétiques de la France, a récemment enflammé le Parlement. Moratoire évité de justesse, passes d’armes entre camps politiques… Les choix énergétiques restent plus que jamais un enjeu politique. Les élus nationaux opposent les modes de production d’électricité entre eux, oubliant que la priorité demeure la décarbonation du mix énergétique — et que les Français, eux, plébiscitent toutes les énergies propres.

Les Français n’opposent plus le nucléaire aux renouvelables

Selon le sondage « Énergies : que veulent vraiment les Français ? », réalisé par l’IFOP pour Engie et la Fondation Jean-Jaurès en avril 2025 auprès de près de 12 000 personnes, 84 % des Français ont une bonne image des énergies renouvelables, dont 26 % une très bonne image.

Les sources les plus populaires restent le solaire et l’hydraulique (89 % d’opinions favorables), suivies de la géothermie (87 %), du biogaz (81 %) et de l’éolien terrestre et offshore (78 %). Même le nucléaire conserve une image positive pour 61 % des sondés. Les Français ne raisonnent donc plus en termes d’opposition entre technologies : 56 % souhaitent un mix associant nucléaire et renouvelables, jugé plus sûr et plus souverain.

L’extrême droite critique, mais pas leurs électeurs ?

L’étude met en lumière un paradoxe intéressant : les électeurs du Rassemblement national (RN), dont les dirigeants — comme ceux des Républicains — s’opposent par principe à l’éolien, se montrent majoritairement favorables aux énergies renouvelables (77 %).

Certes, ils conservent une meilleure image du nucléaire, mais 68 % restent favorables à l’éolien. Et même à gauche, 53 % des personnes interrogées se déclarent favorables au nucléaire (contre 61 % pour l’ensemble des sondés).

Les riverains plus favorables aux projets locaux

Autre enseignement du sondage : la proximité avec les installations renforce l’adhésion, de manière parfois surprenante. Les riverains de parcs éoliens ou solaires adhèrent plus largement aux énergies renouvelables que ceux qui n’en côtoient pas.

Habitués à ces projets, ils en perçoivent mieux les retombées économiques locales et les créations d’emplois. Mais aussi, ils en identifient plus nettement les effets négatifs, preuve d’un rapport concret et nuancé à la transition énergétique.

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L’EPR de Flamanville pourrait finalement ne jamais dépasser les 1 600 MWe de puissance. C’est ce que suggère la Commission de régulation de l’énergie, dans un récent rapport sur le coût du parc électronucléaire français. Une potentielle déception supplémentaire sur ce projet qui multiplie les difficultés.

L’information a failli passer inaperçue. Dans un récent rapport portant sur l’évaluation des coûts complets des centrales nucléaires, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a donné un détail intrigant concernant Flamanville 3, nom officiel du nouveau réacteur EPR français. Dans ce rapport de près de 200 pages, on peut y lire qu’EDF aurait déclaré à la CRE « une puissance nominale inférieure de 35 MW à la puissance déclarée dans le cadre des données publiques ».

Toujours selon EDF, ce chiffre n’est pas définitif, et la puissance finale du réacteur pourrait encore être affinée d’ici la fin des essais. Néanmoins, cette donnée semble vouloir dire qu’EDF envisage un bridage de la puissance du réacteur nucléaire, au moins jusqu’en 2031, période sur laquelle porte le rapport de la CRE. Selon nos confrères de La Tribune, une telle baisse de puissance pourrait causer un manque à gagner de l’ordre de 15 millions d’euros par an à EDF. Et pour cause, si ces 35 MW ne représentent que 2 % de la puissance initiale du réacteur, cela représenterait une perte de production annuelle équivalente à celle de 16 éoliennes en mer comme celles de Saint-Nazaire.

La pleine puissance comme cadeau de Noël ?

Des rumeurs circulent concernant un possible rendement détérioré de la turbine, cet organe de la centrale qui permet de transformer l’énergie thermique de la vapeur en énergie mécanique. EDF s’est néanmoins montré rassurant sur ce sujet, et a indiqué que le bridage évoqué n’a aucun rapport avec les interventions menées sur la turbine.

Il reste désormais à attendre que le réacteur redémarre afin d’en savoir plus. Si la puissance maximale devait être atteinte avant la fin de l’été, il semblerait que l’objectif soit désormais la fin de l’automne. On peut donc logiquement espérer que l’EPR de Flamanville produira au moins 1585 MWe aux alentours du 20 décembre. Actuellement, les équipes d’EDF sont sur le pont pour permettre une reconnexion du réacteur au réseau le 17 octobre prochain.

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Dix gigawattheures ont été attribués lors du premier appel d’offres (AO) batterie en Italie à un prix garanti de 13 000 € par MWh. C’est le premier appel d’offre de ce genre lancé par le gestionnaire du réseau italien Terna dont le français ZE Energy fait partie.

L’opérateur italien du réseau de transport Terna a annoncé, le 30 septembre 2025, les résultats de la première enchère MACSE (le mécanisme de gestion de la capacité de stockage d’électricité en Italie) pour déployer des batteries à grande échelle. Avec ce dispositif, Terna garantit aux investisseurs un revenu fixe pendant quinze ans en échange de la mise à disposition d’une capacité de stockage pilotable pour le système électrique.

13 millions d’euros le gigawattheure

Le prix moyen de rachat, pondéré selon les volumes et les prix attribués dans les différentes régions, s’établit à 12 959 €/MWh/an, bien en deçà de la prime de réserve à 37 000 €/MWh/an. Cette prime de réserve est le plafond fixé au‑delà duquel le gestionnaire du réseau de transport n’accepte pas d’offres.

Selon Terna, le dispositif devrait mobiliser environ un milliard d’euros d’investissements privés. Les projets sélectionnés entreront en service en 2028. Les zones du sud de la péninsule, la Sicile et la Sardaigne — où la production solaire est la plus abondante — concentrent la majorité des projets retenus. C’est là que les congestions locales sont les plus fortes. Développer les batteries permet de réduire la nécessité de coûteux renforcements du réseau dans l’immédiat.

Un français parmi les lauréats

Le français ZE Energy fait partie des lauréats avec 98,5 MW et 832 MWh, pour un prix de 13 750 €/MWh/an. Dans le milieu des batteries, en Italie comme en France, les appels d’offres sont souvent remportés par les grands énergéticiens. Enel Produzione s’est vu attribuer 5,2 GWh (la moitié du volume total) ; viennent ensuite ACL Energy (2,1 GWh) et Solar Challenge 4 (832 MWh).

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La batterie sodium-ion à l’échelle du mégawattheure arrive en Europe. L’Allemagne ouvre le bal avec une installation destinée à alimenter des bornes de recharge pour véhicules électriques.

Si leur densité énergétique est bien plus faible que celle des batteries lithium-ion, les systèmes sodium-ion n’en demeurent pas moins prometteurs. L’un de leurs principaux atouts est l’abondance du sodium, qui pourrait réduire la dépendance aux chaînes d’approvisionnement critiques, un point faible des technologies actuelles.

La société suisse Phenogy vient de déployer son tout premier accumulateur sodium-ion à l’échelle du mégawattheure. Baptisé Phenogy 1.0, ce système de 400 kW/1 MWh, le plus puissant en Europe dans sa catégorie, a été installé près de l’aéroport de Brême, dans le nord de l’Allemagne. Il alimentera directement des infrastructures de recharge pour voitures électriques. Logée dans un conteneur de six mètres, la batterie fonctionne en mode îloté, c’est-à-dire qu’elle n’est pas directement raccordée au réseau. Elle est en revanche couplée à une centrale solaire de 50 kW, de quoi optimiser l’autoconsommation photovoltaïque du site.

Avec ce système, Phenogy affirme avoir levé l’un des principaux verrous des batteries sodium-ion, la gestion de la tension notamment. Contrairement aux batteries lithium-ion, dont la plage de variation de tension est étroite et maîtrisée, les batteries sodium-ion présentent des fluctuations beaucoup plus larges, ce qui complique leur intégration. Pour surmonter cette limite, l’entreprise a doté son installation de huit onduleurs capables d’absorber ces variations et de garantir une exploitation stable.

Quel avenir pour les batteries sodium-ion en Europe ?

La technologie sodium-ion n’en est encore qu’à ses débuts. À ce jour, l’une des plus grandes installations au monde a une puissance de « seulement » 50 MW, située en Chine. Mais grâce à l’abondance de la ressource, le sodium s’impose déjà comme un candidat sérieux, notamment en Europe, pour réduire la dépendance vis-à-vis de Pékin.

Cette alternative prend d’autant plus de sens que les systèmes lithium-ion font face à une menace d’approvisionnement. En Chine, plusieurs mines de lithium ont récemment cessé leurs activités. L’une d’elles, exploitée par le géant CATL et fermée pour cause d’expiration de licences, représente à elle seule 6 % de la production mondiale. Au total, ces fermetures pourraient priver le marché de plus de 11 % de l’offre mondiale, selon certains analystes.

De telles tensions ne manqueront pas de faire grimper les prix, et d’ainsi créer une fenêtre d’opportunité pour bâtir une chaîne d’approvisionnement européenne dédiée au sodium-ion. Reste toutefois un défi majeur : sécuriser à grande échelle les matériaux nécessaires à la fabrication des électrodes, condition indispensable pour faire émerger une filière stable et pérenne.

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Une vaste étude menée par l’ADEME sur cent installations de pompes à chaleur (PAC) en maisons individuelles confirme leur efficacité énergétique et climatique réelle. Si leur pilotage pourrait encore être optimisé, les résultats plaident clairement pour un déploiement massif de cette technologie afin de décarboner le parc résidentiel.

Les pompes à chaleur (PAC) sont bel et bien efficaces — et pas seulement sur le papier, conclut l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME). Dans son étude publiée en octobre 2025, l’agence a instrumenté 100 logements chauffés par des PAC, dont 90 systèmes air/eau et 10 systèmes eau/eau, installés en remplacement de chaudières fossiles. Les capteurs, enregistrant les données à la minute, ont permis d’évaluer les performances réelles de chaque appareil sur tout un hiver.

Des performances réelles élevées, confirmées sur le terrain

Les résultats parlent d’eux-mêmes pour les PAC air/eau, avec un coefficient de performance saisonnier (SCOP) moyen de 2,9, tandis que les modèles eau/eau atteignent 4,3. Autrement dit, chaque kilowattheure d’électricité consommé produit entre 3 et 4,3 kWh de chaleur utile. Certaines installations particulièrement performantes affichent même des SCOP supérieurs à 4 pour les PAC air/eau et jusqu’à 7 pour les systèmes géothermiques.

Les écarts entre la meilleure et la moins performante des PAC air/eau restent toutefois notables, le SCOP variant du simple au double. En cause : les réglages, la température de production, le type d’émetteur (plancher chauffant, radiateurs haute ou basse température) ou encore la qualité de l’installation. Les systèmes reliés à un plancher chauffant affichent une efficacité supérieure de 30 % à ceux raccordés à des radiateurs. Le climat joue également un rôle majeur : dans la zone la plus froide (H1), le SCOP moyen est inférieur d’environ 30 % à celui observé dans la zone méditerranéenne (H3).

Efficace même lors des pics de froid

Fait marquant : les PAC restent performantes même lors de vagues de froid. Le 20 janvier 2024, par exemple, avec une température moyenne de -4 °C, le COP moyen mesuré atteignait encore 2. L’étude montre aussi qu’il n’existe pas de corrélation directe entre la qualité de l’isolation du bâti et la performance de la PAC : des maisons anciennes peu isolées peuvent atteindre d’excellents rendements, à condition que la température d’eau reste inférieure à 55 °C.

Concernant l’eau chaude sanitaire, les résultats sont plus contrastés : le SCOP moyen est de 2 pour les PAC air/eau et de 2,3 pour les modèles eau/eau. L’ADEME souligne d’importantes marges d’amélioration, notamment sur les résistances d’appoint et les consommations en veille.

Rapidement amortie grâce aux aides

L’agence s’est également penchée sur la rentabilité économique. Le surcoût d’une PAC par rapport à une chaudière gaz est amorti en deux ans avec les dispositifs d’aide tels que MaPrimeRénov’ et les CEE, et en six ans sans subvention, sur la base des prix actuels de l’énergie.

L’ADEME recommande plusieurs actions pour améliorer encore les performances : meilleur réglage des lois d’eau, réduction du cyclage, optimisation des circulateurs et maintenance systématique. Ces optimisations pourraient, selon l’étude, faire gagner jusqu’à un point de SCOP supplémentaire.

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Eiffage et RTE viennent de trouver un terrain d’entente pour la création de trois sous-stations électriques destinées aux parcs éoliens flottants de Bretagne-sud, Narbonnaise-sud-Hérault et du Golfe de Fos. Cet accord marque une étape importante pour le développement de ces trois parcs, dont la mise en service est prévue pour 2032, et témoigne du savoir-faire français et européen en matière de raccordement électrique. 

On sait désormais qui sera en charge de la construction de trois sous-stations électriques, pour le raccordement des parcs éoliens Bretagne-sud (AO5), Narbonnaise-sud-Hérault et Golfe de Fos (AO6), ainsi que l’extension de ces deux derniers (AO9). Ce contrat, signé entre RTE et Eiffage, va permettre la mise en œuvre de sous-stations d’une puissance de 750 MW, pour un montant total de 1,5 milliard d’euros. Ce contrat concerne à la fois la réalisation des fondations, et des parties supérieures qui renferment les équipements électriques.

Pour l’heure, on sait que les fondations de la sous-station de Bretagne-sud mesureront 115 mètres de haut, pour 25 mètres par 35 mètres de côté. Les trois sous-stations auront des dimensions identiques, à savoir 20 mètres de haut, 35 mètres de côté et 70 mètres de long. Dans les faits, ce sera Smulders, filiale belge d’Eiffage Métal, qui se chargera du projet. Ainsi, les fondations jackets seront assemblées sur le site Eiffage Métal de Fos-sur-Mer, tandis que les parties supérieures seront fabriquées à Vlissingen, aux Pays-Bas.

Eiffage et les Chantiers de l’Atlantique se partagent les sous-stations françaises

Si l’ombre de la concurrence chinoise plane sur chaque parc éolien offshore en Europe, la conception et la réalisation des sous-stations associées sont largement dominées par des acteurs français et européens. Avec cette nouvelle signature, Eiffage, par le biais de sa filiale Smulders, renforce sa position de leader européen des sous-stations électriques. Il a ainsi réalisé les parcs de Moray West, Hollande Kust ou encore celui du parc Ailes Marines de Saint-Brieuc. Il devrait commencer d’ici peu la construction de quatre sous-stations destinées à la future île énergétique belge, appelée Princesse Élisabeth.

À l’échelle de la France, Eiffage se partage la réalisation des sous-stations avec la société Atlantique Offshore Energy, plus connue sous le nom de Chantiers de l’Atlantique, qui a la charge des installations électriques de parcs comme Saint-Nazaire-, Fécamp, Courseulles-sur-Mer ou encore Noirmoutier. D’ailleurs, les deux géants devraient unir leurs forces pour les parcs Centre Manche 1 et 2. Ces derniers vont bénéficier de sous-stations HVDC d’une puissance colossale de 1,25 GW chacune. Sur ce projet, Smulders aura la charge des fondations jacket, tandis qu’Atlantique Offshore Energy se chargera de la partie supérieure.

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Sur le marché de gros français, les prix de l’électricité pour livraison future dépassent les prix du jour. Ce phénomène est particulier, la trajectoire étant baissière chez nos voisins européens.

Dans un marché énergétique sain, le prix spot (celui de l’électricité livrée le lendemain) et le prix à terme (pour livraison dans six mois, un an, voire trois ans) évoluent de manière cohérente : le second reflète les anticipations de coûts futurs légèrement supérieurs pour du risque par exemple. Mais depuis plusieurs mois, la courbe française des prix de l’électricité affiche un profil anormalement croissant : les prix à terme sont nettement supérieurs au spot, dans des proportions inhabituelles. C’est ce qu’on appelle une situation de contango.

Ce terme, emprunté au vocabulaire pétrolier, désigne un marché où les acteurs paient une prime pour se protéger d’une hausse future ou compenser un risque d’indisponibilité. En clair, ils préfèrent payer plus cher aujourd’hui pour verrouiller des prix futurs jugés incertains. Les courbes d’EPEX indiquent que la France est l’un des rares marchés européens durablement en contango, quand d’autres pays (comme l’Allemagne) affichent des structures plus plates, voire en backwardation (futur moins cher que le spot).

Sur la semaine dernière, le prix moyen du contrat français pour une livraison en 2029 s’établit à 65,93 euros le mégawattheure (€/MWh), soit 4,58 €/MWh de plus que celui de 2028. Ce dernier dépasse de 3,48 €/MWh le contrat 2027, lequel reste lui-même supérieur de 1,18 €/MWh à celui de 2026.

Pas réellement d’explication à ce jour

De prime abord, cette situation est surprenante : la consommation n’augmente pas et l’offre d’électricité est toujours abondante en France (nous exportions près de 100 TWh l’année dernière). Alors est-ce une distorsion économique plutôt qu’une logique de marché ? Une raison avancée par des analystes s’appuierait sur un manque de visibilité du parc nucléaire français. Malgré les annonces de relance de la filière, le calendrier des arrêts et redémarrages reste mouvant. Le 11 juin, EDF annonçait le retour de problèmes de corrosion sous contrainte à Civaux 2.

Les opérateurs de marché intègrent donc une prime de risque sur la disponibilité future. Tant que la trajectoire de production d’EDF n’apparaît pas stabilisée, les prix à terme resteront élevés. Chaque incertitude sur une tranche nucléaire pèse mécaniquement sur les anticipations de prix à un ou deux ans.

Le contango reflète aussi l’inquiétude sur les coûts d’exploitation à venir. L’électricité française, historiquement compétitive, subit désormais la hausse du coût du capital (taux d’intérêt élevés), la flambée du prix du CO₂ sur le marché ETS européen et la montée des coûts de maintenance et de main-d’œuvre. Mais ça, c’est aussi applicable aux autres pays européens.

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Le 28 avril 2025, l’Espagne et le Portugal ont connu la pire panne électrique en Europe depuis vingt ans. Cinq mois plus tard, ENTSO-E, l’association des gestionnaires de réseaux européens, publie un rapport détaillant la chronologie et les mécanismes de cette panne ibérique. Ce fut un problème de surtension et non pas de fréquence, comme annoncé à la hâte par les commentateurs.

« C’est un black-out dû à une surtension, le premier incident de ce genre. Cela n’était jamais arrivé avant en Europe », décrit Damian Cortinas, président du conseil de l’ENTSO-E, le réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité. Le comité d’experts a rendu ses conclusions dans un rapport présenté le 3 octobre. Si des coupures massives avaient déjà frappé l’Italie en 2003 ou l’Europe du Sud-Est en 2006, jamais un effondrement complet n’avait été provoqué par un emballement de la tension sur le réseau. Le 28 avril, à 12 h 33, l’Espagne et le Portugal se sont retrouvés plongés dans le noir. La panne a paralysé la péninsule ibérique durant près de douze heures, affectant les transports, hôpitaux, télécommunications et plusieurs dizaines de millions de personnes.

Une journée banale qui termine en cauchemar

Selon le rapport paru le 3 octobre, la matinée du 28 avril s’annonçait pourtant banale : températures douces, forte production solaire et éolienne et des prix de marché au plus bas. Dès neuf heures, la volatilité des tensions sur le réseau espagnol s’accroît sans pour autant dépasser des seuils extraordinaires. À 10h30, elles augmentent puis deux vagues d’oscillations surviennent à 12h03 puis à 12h19, sur le réseau Guillena 400 kV (centre et sud de la péninsule), mobilisant les opérateurs de Red Eléctrica (Espagne) et REN (Portugal) qui ont « pris plusieurs mesures d’atténuation, telles que la réduction des exportations de l’Espagne vers la France ». Elles ont « permis de limiter les fluctuations » mais ont « entraîné une augmentation de la tension dans le système électrique ibérique » relèvent les experts.

Les fluctuations de tension, p9 du rapport d’ENTSO-E

À 12 h 32, plusieurs arrêts automatiques de centrales photovoltaïques, thermosolaires et éoliennes se déclenchent dans différentes régions espagnoles (Grenade, Badajoz, Séville, Huelva, Ségovie). En moins de 20 secondes, 2,6 GW de production renouvelable disparaissent du réseau et ces pertes déséquilibrent instantanément le système : la tension s’élève au-delà de 435 kV, déclenchant en cascade d’autres coupures. À 12 h 33, l’Espagne et le Portugal décrochent du reste du réseau continental et leur réseau s’effondre.

Décrochage du réseau espagnol, p12 ENTSO-E

Les systèmes automatiques de sauvegarde prévus pour éviter le black-out s’activent bien en Espagne et au Portugal entre 12 h 33 et 12 h 33 min 22. Mais trop tard et trop faibles, ils ne parviennent pas à contenir la surtension. Les interconnexions avec la France et le Maroc se déconnectent l’une après l’autre. En quelques secondes, le réseau ibérique s’effondre. La France, elle, ne subit qu’un impact marginal : le réacteur n°1 de la centrale nucléaire de Golfech a absorbé 426 mégavoltampères réactifs (Mvar) de puissance réactive, la STEP de Montézic en a absorbé 27 (les turbines sont des machines synchrones pouvant, lorsque l’excitation est faible, se comporter en mode inductif) et l’interconnexion France-Espagne de Baixas Santa Llogaia 870 Mvar (avec ses transformateurs notamment).

Douze heures pour rallumer la péninsule

Les gestionnaires de réseaux activent immédiatement leurs plans de « black-start » qui reposent sur quelques centrales capables de redémarrer sans alimentation externe. Mais toutes les tentatives ne réussissent pas. Des « îlots électriques » doivent être reconstruits progressivement puis synchronisés avec le réseau continental. Les premières reconnexions avec la France interviennent dès 12h43, mais la restauration complète du réseau de transport n’est achevée qu’à 0h22 au Portugal et vers 4 h du matin en Espagne le 29 avril.

L’ENTSO-E a classé cet événement niveau 3, soit le niveau le plus élevé de l’échelle. Le rapport souligne qu’aucun signal d’alerte clair n’avait été détecté par les centres régionaux de coordination en amont : les analyses de sécurité de la veille n’indiquaient aucun risque particulier. Les experts insistent sur la difficulté de collecte des données, notamment en Espagne, où certaines centrales privées n’ont pas livré l’intégralité de leurs enregistrements de défauts.

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Remplacer des hauts-fourneaux par le soleil, voilà le pari de cette PME suisse, qui veut produire de l’acier recyclé au bilan carbone presque nul. Après un premier prototype prometteur, la PME Panatere vise désormais plus grand.

Recycler de l’acier grâce à la simple énergie du soleil : voilà l’idée un peu folle que c’est lancé Raphaëel Broye, il y a presque 10 ans. Si le parcours a été semé d’embûches, le résultat est là : son projet composé de deux fours solaires vient d’être inauguré, et est capable de générer 50 tonnes de produits métalliques de haute qualité. Pour l’heure, le site fournit une trentaine d’entreprises situées dans un rayon de 50 km.

Avec ces deux fours, situés sur la commune suisse de la Chaux-de-Fonds, la PME Panatere est parvenue à créer un acier recyclé dont le bilan carbone est 165 fois inférieur à celui de l’acier classique. Pour cela, chaque four utilise le même principe. Un héliostat, c’est-à-dire un miroir qui pivote pour suivre la course du soleil, dirige les rayons solaires vers un concentrateur. Ce dernier, comme son nom l’indique, concentre les rayons vers un troisième miroir qui lui-même permet au soleil de chauffer un creuset dans lequel se trouve le métal à faire fondre.

Grâce à cette architecture, le grand four peut monter jusqu’à 1 300 °C tandis que le petit peut atteindre la température de 1 800 °C. Grâce à ces deux équipements, Panatere peut aussi bien faire fondre de l’acier que du cuivre ou du titane.

Un projet d’usine pour 2028

Fort de ces deux premiers prototypes, qui ont valu à Panatere de remporter le prix suisse de l’éthique en 2024, Raphaël Broye a de la suite dans les idées, et vise désormais la construction d’une usine pour 2028. Le choix de l’implantation de cette usine, dont la production est attendue aux alentours des 1 200 tonnes/an, devrait se jouer entre la Chaux-de-Fonds et la Sierre, les deux villes les plus ensoleillées de la Suisse Romande.

Pour optimiser la production, ce dernier pourrait être équipé d’un système de stockage d’énergie. Avec ce site, l’objectif est de créer une véritable économie circulaire concernant les métaux stratégiques, et ainsi permettre à la Suisse de gagner en indépendance d’un point de vue industriel. À l’heure actuelle, le pays importe chaque année environ 140 000 tonnes d’acier inoxydable, dont 15 800 tonnes sont destinées au secteur de l’horlogerie.

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En 1869 s’est produite une gigantesque éruption solaire : l’événement de Carrington. Le jet de plasma éjecté par le Soleil a frappé la Terre, dont le champ magnétique a réagi avec violence. Aux États-Unis et en Europe, les lignes télégraphiques se sont mises à fonctionner toutes seules, voire ont causé des débuts d’incendie. Cet événement s’est produit à une époque à laquelle l’électricité n’avait pas autant d’importance qu’aujourd’hui dans nos vies. Et si cela devait se produire à nouveau ? Heureusement, des mesures commencent à être prises.

Nous avons abordé précédemment les conséquences sur notre réseau électrique, potentiellement catastrophiques, d’une éruption solaire massive. Nous avons ensuite abordé de quelle manière celles-ci étaient prises en compte dans la démonstration de sûreté des centrales nucléaires. Mais le réseau électrique lui-même est-il protégé ?

Le risque causé par les tempêtes géomagnétiques a commencé à être sérieusement étudié il y a déjà vingt ans, notamment à la suite de la coupure géante qui a plongé dans le noir six millions de personnes au Québec en 1989 ; en effet, la Terre avait alors été frappée par une éruption solaire importante. Vis-à-vis de ce type de risque, qu’on ne peut empêcher de se produire, ce sont deux types de mesures qui seront envisagées.

La météo spatiale : un sujet pris très au sérieux

Tout d’abord, il s’agit de mettre en place un système d’alerte. Ce dernier se base sur des satellites d’observation du Soleil et de la Terre, dont notamment SOHO (Solar and heliospheric observatory), un observatoire conjoint de la NASA américaine et de l’ESA européenne, en orbite à 1,5 million de kilomètres de notre planète. Les données collectées sont traitées par des organisations comme le Space weather prediction center (SWPC) aux États-Unis. Ce dernier réalise une véritable météo spatiale, qui peut être actualisée plusieurs fois par jour lorsque nécessaire, et produit des alertes en cas de menace. Le niveau d’alerte va de G1 pour une tempête mineure à G5 pour un événement majeur de type Carrington.

Impacts d’une éruption solaire sur notre infrastructure / Image : ESA/Science Office

Car il faut aller vite. En cas d’éruption solaire orientée vers notre planète, le plasma éjecté par notre étoile ne mettra qu’un à trois jours pour frapper nos infrastructures ! Et elle pourrait durer plusieurs jours. Ces systèmes d’alerte précoce permettent de préparer le réseau électrique à l’événement. Pour ce faire, les gestionnaires de réseau peuvent réorganiser les flux de puissance électrique, déconnecter les lignes les plus vulnérables, et redistribuer la charge. Objectif principal : éviter tout dommage sur les transformateurs, les maillons les plus fragiles du réseau, et dont la mise hors service peut causer une réaction en chaîne, jusqu’à l’effondrement total du réseau.

Améliorer la robustesse du réseau électrique

Les tempêtes géomagnétiques peuvent en effet causer des dommages majeurs aux transformateurs, par l’effet des courants induits géomagnétiquement (CIG). Ce sont des courants générés dans le sol, qui est un conducteur électrique, par les fluctuations fortes du champ magnétique terrestre. Au cours de leur circuit autour de la planète, les CIG peuvent emprunter le réseau électrique, et y causer des dommages. Pour les éviter, d’autres mesures peuvent être prises : une mise au neutre spécifique ou l’installation de filtres au niveau des lignes électriques et des transformateurs, ou enfin une conception plus résiliente des transformateurs. Les USA ont mis en place des systèmes de ce type à l’échelle pilote depuis 2016, par le biais de l’EPRI (Electric power research institute) ou de la NRC (Nuclear regulatory commission).

L’Union européenne apparaît un peu en retard par rapport aux États-Unis en la matière. Cela est dû entre autres au fait que son réseau est constitué de lignes plus courtes, moins sensibles aux CIG. Le risque est donc moindre. L’Europe compte toutefois rattraper son retard. Une analyse de risque a été publiée en 2014 par la Commission européenne – et est accessible en source ouverte (pour les anglophones). Par ailleurs, l’Europe prépare une mission spatiale ambitieuse avec le satellite Vigil, dédié à l’observation du Soleil. Dont le lancement est prévu pour 2031 – ce qui nous permet de relever qu’il existe un autre domaine que l’énergie où les délais sont particulièrement longs !

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Dans le nucléaire, « enfouissement géologique » se rapporte habituellement au stockage des déchets hautement radioactifs. Mais pour cette startup américaine, c’est un réacteur nucléaire en fonctionnement qui sera directement placé sous terre.

Si l’idée semble étrange, elle s’inscrit en réalité dans une stratégie visant à optimiser les coûts, la sureté et la sécurité de l’installation. L’entreprise américaine Deep Fission Nuclear, comme l’indique son nom, veut installer un réacteur nucléaire à 1,6 km de profondeur, dans une zone géologiquement stable.

Concrètement, le projet prévoit de forer un trou étroit d’environ 76 cm de large dans une roche, puis de descendre un microréacteur à eau pressurisée de 15 MW suspendu à un câble jusqu’au fond. Le puits est ensuite rempli d’eau. Deux longues conduites isolées relient le réacteur à la surface : l’une fait descendre de l’eau froide jusqu’au réacteur, et l’autre remonte de la vapeur non radioactive produite par l’échauffement de l’eau, qui actionne ensuite des turbines en surface pour générer de l’électricité.

Des avantages de coûts et de sécurité

Avec cette configuration, l’entreprise compte tirer premièrement des avantages de coûts. Enfouie sous terre, la centrale ne nécessite pas les lourds travaux de génie civil indispensables à la construction d’une structure de confinement en surface. Ce sont effectivement un poste de dépenses majeur des centrales nucléaires conventionnelles. Sans cette immense enveloppe de béton, l’installation ne nécessite d’ailleurs qu’une surface réduite, de l’ordre de 1 012 à 2 023 m².

Le micro réacteur profite aussi des conditions physiques de son environnement. La pression naturelle exercée par la roche et la colonne d’eau atteint environ 162 bars, ce qui dispense l’entreprise d’investir dans des systèmes complexes pour obtenir cette pression. À la clé, une baisse estimée des coûts de 70 à 80 %. Selon Deep Fission, le coût actualisé de l’électricité dès le début de l’exploitation commerciale se situerait entre 5 et 7 centimes de dollar par kilowattheure — du jamais-vu, affirme-t-elle.

Enfin, le réacteur serait installé bien en dessous de la nappe phréatique. En cas d’accident ou de fuite, les substances radioactives n’entreraient donc pas en contact avec les réserves d’eau souterraines, l’uranium ayant par ailleurs beaucoup de mal à traverser la roche solide. Et si, à la suite d’un incident, le réacteur ne pouvait plus être remonté, il suffirait de combler le puits avec des gravats pour l’isoler définitivement.

Bientôt une première construction

Sélectionnée dans le cadre du programme pilote de réacteurs du Département américain de l’Énergie, Deep Fission a levé 30 millions de dollars pour lancer sa première construction. L’entreprise vise une mise en service rapide, avec un objectif de criticité (état où le combustible nucléaire entretient de lui-même une réaction en chaîne) dès juillet 2026. Ce mois-ci, elle a par ailleurs annoncé avoir retenu trois sites pour développer ses projets, notamment dans l’Utah, le Texas et le Kansas.

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