Les chercheurs multiplient les pistes pour améliorer la captation de l’énergie solaire. À Séoul, une équipe a mis au point un revêtement capable d’absorber un très large spectre du rayonnement solaire, ce qui était auparavant impossible. Cela pourrait conduire à des panneaux thermiques ou thermoélectriques nettement plus efficaces.

Les technologies actuelles ne permettent pas d’exploiter l’ensemble de l’énergie solaire qui atteint la surface de la Terre. Le rayonnement solaire se compose d’ultraviolets (3 à 5 %), de lumière visible (40 à 45 %) et de rayonnement infrarouge (50 à 55 %). Or, la plupart des dispositifs énergétiques ne captent qu’une partie de ce spectre. Une fraction importante de l’énergie solaire ne peut être ni convertie en électricité ni transformée en chaleur utile, et se dissipe simplement dans l’environnement.

Les cellules photovoltaïques convertissent principalement la lumière visible ainsi qu’une partie du proche infrarouge. Les technologies solaires thermiques parviennent à capter une portion plus large du spectre, mais elles ne sont toutefois pas exemptes de pertes. Les surfaces absorbantes réémettent une partie de l’énergie captée sous forme de rayonnement thermique.

C’est là qu’intervient donc cette nouvelle technologie que les scientifiques appellent les « supraballs ». Développée par une équipe de chercheurs de la KU-KIST Graduate School of Converging Science and Technology, en Corée, elle pourrait permettre de capter une part beaucoup plus importante du rayonnement solaire.

Absorber jusqu’à environ 90 % du spectre solaire.

Cette technologie prend la forme d’un nouveau type de revêtement solaire. Elle est composée de minuscules sphères constituées de milliers de nanoparticules d’or qui s’assemblent spontanément pour former ces structures. Une fois déposées sur une surface, ces supraballs forment un film qui serait capable d’absorber jusqu’à 90 % du spectre solaire.

Le fonctionnement du système repose sur un phénomène propre aux nanoparticules d’or, appelé résonance plasmonique. Lorsqu’elles sont exposées à la lumière, les électrons présents dans ces particules se mettent à osciller. Ce phénomène permet de piéger et d’absorber efficacement l’énergie lumineuse sur une large gamme de longueurs d’onde.

Outre leur forte capacité d’absorption, ces structures présentent également l’avantage d’être relativement simples à produire, ce qui pourrait faciliter leur déploiement à grande échelle. Les chercheurs envisagent notamment leur utilisation dans les systèmes solaires thermiques et thermoélectriques, mais aussi dans des capteurs hybrides photovoltaïques-thermiques.

L’article Cette sphère capte 90 % de l’énergie du soleil grâce à des nanoparticules d’or est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le volte-face est saisissant. Longtemps considéré comme une source d’énergie presque anecdotique à l’échelle de la planète, le nucléaire poursuit son retour en force. Preuve de cette nouvelle dynamique, de nouveaux pays viennent de rejoindre la déclaration de triplement des capacités nucléaires mondiales d’ici 2050. 

Le 2 décembre 2023, lors de la COP 28 de Dubaï, 25 pays dont la France appelaient au triplement des capacités nucléaires dans le monde entre 2020 et 2050. À l’époque, cette déclaration avait fait réagir car les signaux autour du secteur du nucléaire paraissaient contradictoires. Mais les deux dernières années ont donné raison à cette déclaration, et la liste des signataires s’est allongée.

À l’occasion du deuxième sommet pour l’énergie nucléaire, qui vient de se tenir à Paris, 5 pays supplémentaires ont ainsi rejoint la liste des signataires, à savoir la Chine, l’Afrique du Sud, la Belgique, le Brésil et l’Italie. Voici la liste complète des 38 pays ayant signé l’accord, par ordre alphabétique :

Rappelons que si cette déclaration n’est pas associée à des engagements politiques ou des calendriers, elle témoigne d’un soutien politique international en faveur du nucléaire. À l’échelle de chaque pays, cette déclaration vise à accélérer les financements publics et privés pour les projets nucléaires, ainsi qu’un développement nucléaire responsable, en phase avec les priorités de chaque pays.

Le vent continue de tourner

Ces signatures symbolisent le changement majeur qui se produit autour du nucléaire à l’échelle mondiale. Sur les cinq derniers signataires de la déclaration, deux d’entre eux avaient pourtant décidé de sortir du nucléaire. Pour l’Italie, cette décision avait été prise dès 1987 suite à l’accident de Tchernobyl. En 2011, la population était encore largement opposée au nucléaire puisqu’un référendum sur la relance du nucléaire avait été rejeté en bloc. En Belgique, la sortie du nucléaire avait été votée en 2003, mais a finalement été annulée en 2025 malgré la fermeture de quelques réacteurs.

Enfin, sur les 38 signataires, 13 ne disposent pas de réacteur en service mais ont pour projet d’en développer. On notera que la majorité de ces pays sont en Afrique, et que de grands acteurs du nucléaire comme l’Inde ou la Corée du Sud sont encore absents de cette liste, sans parler de la Russie.

L’article Ces 38 pays vont tripler leur capacité de production électrique nucléaire d’ici 2050 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les toits solaires sont rarissimes en Europe. La faute, notamment, à une faible concurrence et donc des prix élevés. L’arrivée sur le marché d’un nouvel acteur chinois assez réputé pourrait changer la donne. Connu pour ses kits et batteries solaires, Jackery s’apprête à lancer des tuiles photovoltaïques à des tarifs a priori cassés, comparé au célèbre toit solaire Tesla.

Fin de partie pour le Tesla Solar Roof ? Alors qu’il n’est toujours pas commercialisé en Europe malgré presque une décennie d’attente, le toit solaire de la marque américaine pourrait ne jamais y débarquer. La cause ? Son prix particulièrement élevé, incapable de rivaliser avec une concurrence chinoise émergente et trépidant à l’idée de conquérir le Vieux Continent. Jackery, l’un de ces fabricants chinois qui propose déjà des panneaux solaires et batteries un peu partout dans le monde, devrait commercialiser sa tuile solaire Solar Saga en Europe « courant 2026 », nous a confié un représentant présent sur le salon Open Energies de Lyon.

Deux fois moins cher que Tesla

S’il n’a pas pu avancer de tarif, une toiture solaire de Jackery devrait coûter à minima deux fois moins cher que le Tesla Solar Roof, voire davantage sur les très grandes installations. La marque, qui a dévoilé sa tuile solaire début 2025, présentait un exemplaire sur le salon lyonnais. Nous avons pu y jeter un œil. Il s’agit d’une tuile photovoltaïque d’aspect totalement lisse et plutôt basique, très éloignée de l’Invisible Solar du fabricant italien Dyaqua, qui imite parfaitement la tuile en terre cuite, de la Generon, du fabricant hongrois Terran, ou encore de la Solaris du suisse Freesuns. Toutefois, si la différence esthétique est frappante de près, elle l’est moins de loin, et l’argument du prix devrait primer au moment de signer un devis pour une toiture photovoltaïque.

La tuile solaire Jackery devrait également se distinguer par son rendement annoncé de 25 %, qui est déjà très élevé pour un panneau solaire classique, et donc inouï pour un tel produit. Un module, qui remplace trois tuiles traditionnelles, mesure 72 cm de large et 43 cm de long pour 3,5 cm d’épaisseur. Sa masse par mètre carré est de 16,8 kg, contre habituellement 40 kg/m² pour des tuiles en terre cuite.

De 38 à 48 Wc par module, selon la couleur

Équipé de connecteurs MC4 classiques, un module peut délivrer jusqu’à 48 Wc en teinte obsidienne (noir) et 38 Wc en teinte terracotta. Sa tension étant très faible (4,5 V), il doit être branché en série au sein d’une installation ne dépassant pas 1000 V. La résistance à la grêle est de niveau 3 sur 4 (norme américaine ANSI-FM4473), correspondant à la chute d’une boule d’acier de 4,5 cm de diamètre à 5,2 m de hauteur. Voici toutes les caractéristiques techniques communiquées par Jackery :

Il reste encore à connaître le tarif exact en France de la tuile solaire Solar Saga de Jackery. Selon un représentant de la marque, elle ne devrait être commercialisée qu’à travers un réseau d’installateurs partenaires. Dommage, sa facilité de montage a de quoi séduire les plus bricoleurs, qui pourraient équiper un carport, abri de jardin, cabane ou toute autre structure légère sans faire appel à un professionnel.

L’article Cette tuile solaire chinoise arrive en France et pourrait anéantir Tesla est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le marché des systèmes de stockage d’énergie destinés aux particuliers continue de s’étendre. Habitué des batteries destinées aux activités en plein air, le Chinois Jackery s’attaque au marché européen avec une solution conçue dans le but d’optimiser la tarification dynamique. 

Les baisses du tarif de vente de l’électricité solaire à EDF ont ouvert un boulevard à tous les fabricants de systèmes de stockage destinés aux particuliers. Après Tesla, EcoFlow ou Revolty, c’est au tour de Jackery de saisir cette occasion en présentant le SolarVault 3. Cette solution de stockage, conçue pour le marché européen, se veut modulable et adaptable à tout type de logement. Il intègre la gestion d’une production photovoltaïque, du stockage d’énergie et une gestion optimisée par IA.

La gamme SolarVault se divise en trois modèles, adaptés à différentes configurations. Le S3 Pro affiche une puissance photovoltaïque de 4 000 W, une puissance de sortie en courant alternatif de 1 200 W et 4 MPPT pour gérer les panneaux solaires. Le modèle S3 Pro Max se distingue par une puissance de sortie plus importante atteignant 2 500 W. Enfin, un modèle appelé S3 Pro Max AC permet de gérer une production photovoltaïque via le courant alternatif, pour s’adapter à une installation déjà existante.

Dans tous les cas, la capacité de stockage varie de 2,52 à 15,12 kWh en fonction du nombre de modules installés. Jackery annonce avoir intégré dans son système de stockage une surveillance en continu de la température, ainsi qu’un système d’extinction automatique par aérosol en cas de départ de feu. La durée de vie est donnée à 15 ans, et la garantie est de 10 ans.

Des batteries de camping aux systèmes résidentiels

Lancée en 2012 dans la Silicon Valley, la marque Jackery s’est rapidement fait connaître avec le lancement, en 2016, de la gamme Explorer. Précurseur, le fabricant s’est vite accaparé le milieu de l’outdoor et du camping en proposant des produits polyvalents et faciles à transporter. Mais face à l’engouement suscité par le stockage d’électricité, Jackery a étendu son catalogue vers des produits résidentiels.

Avec cette gamme SolarVault 3, Jackery veut aider ses clients à profiter des avantages de la tarification dynamique. Le fabricant indique une compatibilité avec plus de 860 fournisseurs d’énergie, ce qui permettrait une optimisation du stockage en fonction du marché. Ce type de système, associé à une installation photovoltaïque, s’annonce comme le combo parfait pour faire des économies financières.

L’article Jackery se lance dans la batterie résidentielle avec le SolarVault 3 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Au sommet mondial sur le nucléaire le 10 mars à Paris, la présidente de la Commission européenne, Ursula von der Leyen, a changé d’avis sur le nucléaire, comme E. Macron lors de son premier mandat.

« L’Europe a commis une erreur stratégique en se détournant du nucléaire », a déclaré la présidente allemande de l’exécutif en ouverture du sommet sur le nucléaire auquel participaient plusieurs dizaines d’États et d’acteurs du secteur. Selon elle, le système énergétique « le plus efficace » repose sur une combinaison entre nucléaire et renouvelables : le premier offrant une énergie « fiable et à faibles émissions » et les seconds étant « moins chers mais fluctuants ».

Cette prise de position est une première. Longtemps, la Commission européenne s’est montrée prudente sur l’atome, privilégiant les énergies renouvelables dans ses grandes stratégies énergétiques et climatiques.

Longtemps la France a dû batailler pour imposer le nucléaire

Agnès Pannier-Runacher doit se souvenir de la bataille sur la notion d’hydrogène décarboné (et l’inclusion de celui produit à partir du nucléaire) et de la baisse de la part du nucléaire dans le mix électrique, sont autant d’exemples où le bras de fer a été perdu par la France face à l’Allemagne ou l’Autriche.
La guerre en Ukraine, en Iran, le Covid sont depuis passés par là. L’électrification a aussi contribué à reconsidérer le rôle du nucléaire dans leur mix énergétique. Dans ce contexte, Bruxelles cherche désormais à encourager les nouveaux réacteurs.

Mme. Von der Leyen veut faire de l’UE « un pôle mondial du nucléaire de nouvelle génération ». La Commission a présenté le même jour une stratégie visant à accélérer le déploiement des petits réacteurs modulaires (SMR), une technologie plus acceptable. La Commission a également annoncé la mobilisation de 200 millions d’euros de garanties pour soutenir ces projets, via différents instruments européens. L’objectif est de réduire les risques pour les investisseurs et d’attirer davantage de capitaux privés dans la filière.

L’article Énergie nucléaire : l’Europe admet avoir commis une grosse erreur en lui tournant le dos est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

EcoFlow a profité du salon italien Key Energy pour présenter sa nouvelle solution de stockage pour logements. Modulaire, ce système arrive à point nommé en France, dans un contexte de réduction des aides de l’État. 

La météo économique actuelle est porteuse pour les solutions de stockage résidentielles ! Le fabricant chinois EcoFlow vient de présenter, en Italie, sa nouvelle solution de batterie modulable résidentielle appelée Ocean 2. En son cœur, on retrouve un module de batterie LFP de 5 kWh de capacité de stockage. Évolution de la solution Ocean, cette batterie voit son taux de décharge amélioré, passant de 95 à 100 %. Elle est également plus compacte de 10 centimètres et plus légère de 10 kg. Sa puissance de décharge est affichée à 3,4 kW.

La batterie fonctionne avec un onduleur hybride disponible en six versions différentes, en fonction de la puissance de sortie (de 3 kW à 6 kW), ou de la puissance d’entrée pour l’alimentation photovoltaïque (de 9 à 12 kW). Si l’ensemble est modulable, c’est qu’il est possible d’associer l’onduleur à plusieurs batteries, faisant ainsi varier la capacité de stockage de 5 à 30 kWh. Pour faciliter l’installation dans un logement, les batteries sont empilables, ce qui limite l’emprise au sol. Selon Ecoflow, le rendement du système serait de 95 %, et sa durée de vie serait de 10 000 cycles pour une garantie de 15 ans.

Cap vers l’autoconsommation

Jusqu’à présent, la France accusait un sérieux retard sur ses voisins européens pour le déploiement de systèmes de stockage résidentiels, loin derrière l’Allemagne, l’Italie ou encore l’Autriche. Sur l’année 2022, l’Allemagne avait installé 220 000 batteries résidentielles, contre seulement 1 000 pour la France ! Mais avec la réduction drastique des aides de l’État pour le solaire résidentiel, et la baisse du prix de vente de l’électricité solaire à EDF, les systèmes de stockage résidentiels vont devenir la pierre angulaire des nouvelles installations photovoltaïques, pour optimiser la réutilisation de l’électricité solaire produite.

C’est d’ailleurs une véritable aubaine pour les fabricants de systèmes de stockage, comme EcoFlow, Bluetti ou encore Tesla, qui vont intégrer le marché français avec l’expérience acquise dans les autres pays européens. Pour l’heure, le prix du système EcoFlow Ocean 2 n’a pas encore été dévoilé, mais il est possible de faire une demande de devis sur leur site, le système devant être installé par un professionnel.

L’article EcoFlow dévoile l’Ocean 2, une nouvelle batterie résidentielle modulaire jusqu’à 30 kWh est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La France voit émerger peu à peu des solutions nouvelles pour produire de l’énergie nucléaire. Et si certaines informations ne sont guère réjouissantes, comme la mise en redressement judiciaire de Naarea, d’autres sont plus positives. Comme l’annonce de cette nouvelle levée de fonds réussie pour Jimmy.

Décidément, les mini-réacteurs nucléaires (SMR) font l’actualité. Nous évoquions il y a peu cette première établie par l’Armée américaine, qui en février dernier a transporté par avion les composants du Ward250 de Valar Atomics. Et ce 10 mars, nous apprenons que la startup Jimmy a réussi à collecter des fonds pour le moins conséquents.

Le concept de Jimmy est celui d’un tout petit réacteur. Son emprise au sol est de l’ordre de 30 mètres par 30 mètres, et la surface de terrain en zone « INB » (installation nucléaire de base) sera inférieure à 6000 m². Le réacteur est destiné à ne produire que de la chaleur. Jimmy parle en l’occurrence de « générateur thermique » destinés à alimenter des sites industriels. Typiquement pour remplacer des chaudières au gaz ou au fioul.

Le mini-réacteur produira entre 20 et 60 MW thermiques, et ce à une température pouvant monter jusqu’à 470°C. La durée de vie de conception est de 20 ans, incluant une ou deux recharges au cours de cette période. La sûreté nucléaire est basée sur les caractéristiques intrinsèques de son cœur graphite, et de son combustible sous la forme de minuscules particules dites « TRISO », un concept qui existe depuis les années 1960, mais toujours considéré aujourd’hui comme de quatrième génération.

Un nouveau financement pour lancer l’industrialisation

Et il semble que Jimmy parvienne à convaincre. Pour preuve ce nouveau tour de table de financement, mené avec succès. Comme vient de le communiquer la startup, elle a réussi à lever 40 millions d’euros auprès de Crédit Mutuel Alliance Fédérale, d’ADEME Investissement et de ses actionnaires historiques. Cette somme est destinée à finaliser la conception du mini-réacteur et à préparer son industrialisation, notamment au Creusot, en Saône-et-Loire.

Ce financement s’ajoute à celui obtenu au cours des premières levées de fonds. Le financement total de la startup est ainsi porté à 80 millions d’euros. Un tel niveau permettra de sécuriser la préparation du lancement industriel du mini-réacteur thermique. Rappelons par ailleurs que Jimmy a d’ores et déjà déposé, en 2024, une demande d’autorisation de création (DAC) pour un projet implanté à Bazancourt, dans la Marne.

L’article Le projet de mini réacteur français Jimmy récolte 80 millions d’euros est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité français RTE a présenté ses résultats 2025 : augmentation de l’activité, des résultats financiers en hausse et une électrification avec des demandes de raccordement à tout va.

Les raccordements, grosse activité de RTE, ont progressé de 60 % par rapport à 2024. RTE a transmis plus de 460 propositions techniques et financières et réalisé plus de 3 800 études exploratoires, c’est le double de l’année précédente, explique-t-il dans son communiqué de presse à l’annonce des résultats. Ces analyses sont obligatoires pour les porteurs de projets et permettent d’évaluer la faisabilité d’un raccordement avant une demande formelle. La transformation de l’essai est quand même limitée. En 2025, 28 projets de consommation ont signé une convention de raccordement, un niveau stable par rapport à l’année dernière.

Un demi-milliard d’euros de résultat net

Sur le plan financier, RTE affiche un résultat net de 554 millions d’euros contre 171 millions en 2024, malgré la hausse des charges d’exploitation liées notamment à la gestion des congestions et à l’équilibrage du système électrique. Le chiffre d’affaires atteint 6,6 milliards d’euros contre 5,6 milliards un an plus tôt. Les recettes issues du TURPE ont représenté 4,78 milliards d’euros. Les revenus liés aux interconnexions ont atteint 1,67 milliard d’euros (+41 %) grâce à un niveau record d’exportations d’électricité et aux écarts de prix avec les pays voisins.

Pour financer la montée en puissance de ses investissements, RTE a poursuivi ses levées de fonds en 2025. L’entreprise a émis deux obligations vertes pour un total de 1,75 milliard d’euros. Elle a également obtenu un prêt de 800 millions d’euros de la Banque européenne d’investissement pour l’interconnexion du Golfe de Gascogne et un prêt d’un milliard d’euros auprès de la Banque des Territoires. Le marché obligataire devrait être sollicité au moins deux fois en 2026.

« Premier prêt, premier servi » pour les demandes de raccordement

RTE souhaite également faire évoluer les règles de raccordement pour sortir de l’embouteillage actuel. Une consultation publique est en cours jusqu’au 20 mars pour introduire une logique de « premier prêt, premier servi » plutôt que premier arrivé, premier servi, avec la possibilité de demander des preuves d’avancement aux porteurs de projets.

Parallèlement, de nouvelles règles d’exploitation du réseau doivent entrer en vigueur au printemps 2026 afin de mieux gérer la flexibilité des installations renouvelables et d’éviter l’arrêt simultané de nombreuses centrales lorsque les prix de marché tombent en prix négatifs. Pour 2026, la priorité reste le raccordement des grands pôles industriels électrifiés, notamment à Dunkerque, au Havre et à Fos-sur-Mer. RTE prévoit d’y consacrer plus de 4,2 milliards d’euros d’investissements, un programme que vient d’approuver la Commission de régulation de l’énergie.

La CRE valide une augmentation des moyens de RTE

La Commission de régulation de l’énergie a approuvé, dans une délibération fin février, le programme d’investissements 2026 de RTE. Le régulateur valide une enveloppe de 4,24 milliards d’euros, + 27 % / 2025. Cela concerne les projets de raccordement de nouveaux utilisateurs et d’adaptation du réseau (+394 millions d’euros), le renouvellement des infrastructures existantes (+154 millions) ainsi qu’au programme de raccordement des parcs éoliens en mer (+106 millions).

L’article Un demi-milliard d’euros de bénéfice : pourquoi le réseau électrique français a t-il autant encaissé ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La Chine vient de mettre en service un parc photovoltaïque hybride de plus de 6 GW. Si sa puissance suffit à susciter l’étonnement, sa localisation est encore plus surprenante.

La démesure chinoise est un sujet d’actualité quotidien, mais elle continue pourtant de nous étonner. Nouvelle preuve de ce gigantisme, le pays vient de mettre en service un projet solaire hybride d’une puissance de 6 GW près de la commune de Lingwu, dans le nord du pays. Construit en deux phases, dont la deuxième vient d’être mise en service, ce parc devrait produire environ 10,8 TWh d’électricité par an. L’électricité produite sera acheminée vers l’est du pays via la ligne HVDC Lingzhou–Shaoxing, de 800 kV et 1720 km de long.

Pour optimiser l’utilisation de l’électricité produite, le parc photovoltaïque est associé à une BESS de 600 MW de puissance pour 1200 MWh de capacité. Outre ces caractéristiques, c’est surtout la localisation du parc qui en fait sa particularité. Le parc de quelque 12 000 hectares, soit plus que Paris intra-muros, a été installé sur des zones d’affaissements miniers.

Tirer profit des affaissements miniers

En temps normal, on a tendance à implanter les moyens de production d’électricité au plus près des sites de consommation pour limiter les pertes et les coûts liés au transport. Mais du fait des spécificités de son territoire, la Chine commence à appliquer une stratégie différente. Elle met en place des moyens de production d’énergies renouvelables au niveau des sites géographiques les plus opportuns, et transporte ensuite cette électricité vers la côte Est, où se trouve la majorité de sa population et de son industrie. Pour cela, elle ne cesse de construire de nouvelles lignes HVDC qui traversent le pays d’est en ouest.

C’est ce même principe qu’elle compte appliquer sur les très nombreuses zones d’affaissement minier qui sont la conséquence d’une politique d’exploitation massive du charbon avec encore aujourd’hui 51% de la production mondiale. Cette extraction intensive de charbon a des conséquences directes sur les sols. L’exploitation souterraine a tendance à affaiblir la résistance du sol qui finit par s’affaisser. Cette situation rend bien souvent les terres en questions inutilisables pour l’agriculture à cause de la multitude de fissures, de micro-reliefs et des problèmes de tassements résiduels. En parallèle, ces affaissements ont tendance à modifier le régime des eaux souterraines, ce qui peut engendrer des zones de stagnation.

Selon un rapport sur le sujet, ces zones représenteraient une surface totale de 2 millions d’hectares, soit la superficie de pays comme la Slovénie ou Israël ! Si ces terres ne sont plus adaptées pour la production agricoles, elles sont parfaites pour la mise en place de parcs photovoltaïques qui peuvent être adaptés aux variations de terrains et mêmes aux micro tassements. Cette stratégie permet ainsi de tirer profiter de zones normalement inexploitables et ainsi réserves les terres de meilleure qualité pour l’agriculture.

L’article La Chine met en service un parc photovoltaïque géant sur une ancienne mine de charbon est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Autrefois restreinte à quelques territoires aux conditions géologiques exceptionnelles, la géothermie entre dans une ère nouvelle. Les avancées technologiques élargissent désormais son champ d’application, au point d’en faire une option possible pour aider l’Europe à réduire drastiquement ses émissions tout en répondant à ses besoins énergétiques.

Souvent éclipsée par le solaire et l’éolien, la géothermie dispose pourtant de grands atouts : elle est pilotable et est indépendante des conditions météorologiques. Ce qui en fait une solution pour renforcer la fiabilité du réseau électrique face à la montée en puissance des sources intermittentes. Bonne nouvelle pour l’Europe : ce n’est pas le potentiel qui manque. Selon un rapport du groupe de réflexion Ember, la géothermie pourrait théoriquement produire près de 301 TWh par an dans l’Union européenne. Autrement dit, elle pourrait remplacer jusqu’à 42 % de l’électricité aujourd’hui produite à partir du charbon et du gaz, et ce, à un prix compétitif. Cette estimation est fondée sur l’évolution technologique perçue dans la filière.

Les systèmes géothermiques améliorés élargissent le champ des possibles

Selon le rapport d’Ember, la zone d’exploitation de la géothermie est en train de s’élargir. Les progrès technologiques permettent désormais d’envisager son exploitation dans d’autres lieux en dehors des régions volcaniques.

Grâce aux technologies dites EGS (enhanced geothermal systems, ou en français systèmes géothermiques améliorés), il est devenu possible d’atteindre des zones géologiques plus profondes. Si les centrales conventionnelles sont limitées à environ trois kilomètres de profondeur, les systèmes modernes permettent aujourd’hui d’aller beaucoup plus loin et d’atteindre des couches rocheuses plus profondes et donc plus chaudes. De plus, la technologie actuelle permet de créer artificiellement la perméabilité nécessaire à la circulation de l’eau chaude. L’ingénierie peut ainsi aujourd’hui créer un réservoir géothermique exploitable là où la nature n’en fournit pas spontanément.

Un savoir-faire hérité des hydrocarbures

Cette évolution technologique s’appuie en partie sur l’expertise développée par l’industrie pétrolière et gazière. Les techniques de forage profond, la gestion des pressions ou encore la modélisation géologique, éprouvées depuis des décennies dans l’exploration des hydrocarbures, trouvent aujourd’hui une nouvelle application dans la géothermie. Ce transfert de compétences réduit les barrières techniques et facilite l’émergence de projets dans des régions sans tradition géothermique.

À noter que l’estimation avancée par Ember, selon laquelle la géothermie pourrait remplacer jusqu’à 42 % de l’électricité produite à partir des fossiles, demeure théorique. Pour autant, elle pourrait servir d’outil d’orientation pour les décideurs politiques, et encourager l’intégration de la filière dans les stratégies énergétiques nationales et européennes.

L’article Plus accessible que jamais, la géothermie pourrait remplacer plus de 40 % de l’électricité fossile en Europe est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Dans un contexte de transition énergétique, d’explosion des centres de données et de tensions internationales, la course à l’énergie bat son plein. Le développement des SMR joue un rôle central dans cette bataille, mais l’Europe est à la traîne face à la Chine et aux USA. Pour revenir sur le devant de la scène, le Vieux Continent joue la carte de la coopération et veut augmenter les subventions. 

C’est désormais acté : notre avenir décarboné passera nécessairement par le nucléaire, mais pas forcément par des réacteurs de 1000 mégawatts électriques (MWe) ou plus. Si, à long terme, la fusion nucléaire suscite beaucoup d’espoir, à court terme, ce sont les petits réacteurs modulaires (SMR) qui ont le vent en poupe.

Depuis plusieurs années, le nombre de projets de Small Modular Reactor a explosé. Fin 2025, on comptait pas moins de 127 concepts à différents stades d’avancement. À ce jeu-là, c’est la Chine qui fait la course en tête et s’apprête à mettre en service le premier SMR commercial au monde : Linglong One. D’une puissance de 125 MWe, il est actuellement en phase finale de tests. De leur côté, les États-Unis ne sont pas loin derrière, et le Département de l’Énergie n’hésite pas à mettre le paquet question subvention pour rester dans la course.

L’Europe tente de rattraper son retard

Pour l’heure, l’Europe accuse un retard conséquent. Pour tenter de regagner du terrain, la Commission européenne a récemment annoncé vouloir mettre en place une stratégie commune, spécifique aux SMR, pour aider les projets européens à rester compétitifs. Cette stratégie consiste notamment à encadrer les autorisations et les normes de sûreté à l’échelle européenne, tout en créant une chaîne d’approvisionnement européenne résiliente.

Prémisse de cette nouvelle stratégie commune, le projet français Nuward vient de recevoir un examen positif par pas moins de six autorités de sûreté différentes, ce qui faciliterait son déploiement à l’échelle européenne en phase de commercialisation. Parmi les autorités de sûreté concernées, on retrouve la France, la Finlande, la Tchéquie, les Pays-Bas, la Pologne et la Suède.

Une histoire de budget

Nerf de la guerre, la question du financement a également été abordée par la Commission européenne. Cette dernière a mis en place différents programmes d’investissement pour favoriser l’innovation mais également le déploiement de ces nouveaux types de réacteurs.

Pour le moment, Horizon Europe, principal programme de financement de l’UE pour la recherche et l’innovation, ne soutient aucun projet nucléaire malgré une enveloppe de 95,5 milliards d’euros répartis entre 2021 et 2027. En revanche, le programme Euratom Fission Research, qui est complémentaire à Horizon Europe, finance plusieurs projets de recherche sur le nucléaire, avec un budget total de 1,38 milliard d’euros. L’Innovation Fund est un programme de financement dédié aux technologies innovantes à émission nette zéro ou à faible émission de carbone. Il est donc taillé sur-mesure pour les SMR.

Pour finir, la Banque européenne d’investissement (BEI) prévoit un soutien aux alliances industrielles en lien avec les SMR, alors même qu’elle refusait de financer le nouveau nucléaire il y a encore deux ans. C’est un signal fort pour une filière qui ne demande qu’à se développer, mais dont la question de l’investissement est le plus gros obstacle. L’institution européenne n’a pas soutenu de construction de centrale nucléaire depuis presque 50 ans.

L’article Mini réacteurs nucléaires : comment l’Europe s’organise pour rester dans la course est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Google n’en finit plus d’investir dans les énergies. Après le solaire, l’éolien, l’hydroélectrique et même le nucléaire, le géant américain vient d’annoncer un énième investissement colossal dans une nouvelle technologie de batterie : fer/air. 

Le montant paraît colossal, et pourtant, Google semble avoir fait une bonne affaire. Le géant américain vient d’engager un investissement de près d’un milliard de dollars auprès de la startup Form Energy pour la construction d’une batterie géante, capable de stocker de l’énergie pendant plus de quatre jours. Les caractéristiques de la batterie sont démesurées, avec :

• Une puissance de 300 mégawatts (MW)
• Une capacité de stockage de 30 gigawattheures (GWh)
• Une durée de stockage de 100 heures (soit un peu plus de 4 jours)

Ramené à la capacité de stockage, l’investissement paraît très intéressant avec un coût total annoncé à 33,33 $/kWh (soit environ 29 €/kWh).

Habituellement, le prix des batteries stationnaires (BESS) avoisine souvent les 125 $ (108 €)/kWh. Seuls quelques systèmes à grande échelle parviennent à s’approcher des 60 $ (52 €)/kWh. Si le projet de Google est aussi peu cher, c’est qu’il n’utilisera pas la technologie LFP, mais une technologie de stockage de type fer/air. Méconnue, cette technologie promet pourtant d’être très intéressante d’un point de vue économique, car elle utilise des matériaux très répandus, à savoir le fer et… l’air.

Une technologie de batterie à faible rendement

Pour autant, les batteries fer/air ne se destinent pas à tous les usages, du fait de leurs caractéristiques intrinsèques. Elles ont notamment un médiocre rendement de 50 à 60 % par cycle complet contre 90 % pour les batteries LFP. En parallèle, elles affichent une densité énergétique très basse, de l’ordre de 100 à 150 W/kg contre plus de 1000 W/kg pour la technologie LFP. En revanche, elles sont capables de stocker pendant près de 100 heures.

De ce fait, elles se montrent parfaitement adaptées à du stockage réseau autre qu’à très court terme. Dans ces conditions, quand le nombre de cycles par an est limité, le faible coût d’investissement devient un critère bien plus important que l’efficacité énergétique, car la batterie est considérée comme « inactive » pendant de longues périodes. En revanche, la faible densité énergétique associée à un rendement peu élevé la rend peu adaptée à une optimisation journalière de la production renouvelable.

L’article Batterie fer/air : Google signe un chèque d’un milliard de dollars pour développer cette technologie est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le fabricant chinois Trinasolar a présenté cinq nouveaux modules photovoltaïques particulièrement performants. Une gamme de panneaux qui atteint jusqu’à 760 Wc de puissance – du jamais vu – avec des rendements de 24,8%.

Trinasolar a dévoilé sa nouvelle gamme de panneaux solaires lors du salon Key Energy Expo à Rimini, en Italie. Ces cinq modules intègrent tous la technologie n-type i-TOPCon Ultra et se répartissent en deux gammes, l’une conçue pour les petites installations résidentielles et commerciales, l’autre réservée aux grandes centrales solaires. Ils se distinguent notamment par leur puissance et leur rendement élevés.

La première gamme de la série Vertex S+ G3 comprend trois modules spécialement conçus pour les installations résidentielles et commerciales sur toiture. Le modèle standard NEG9RP.28Z délivre une puissance de 485 Wc avec un rendement exceptionnel de 24,3 %. Sa dégradation annuelle se limite à seulement 0,35 %, garantissant une production stable dans le temps, selon le fabricant.

Adressé aux toitures résidentielles, le modèle Full Black NEG9R.25Z mise sur l’esthétique avec sa finition entièrement noire. Il atteint une puissance de 480 Wc pour un rendement de 24 %. Le troisième module, baptisé Shield NED9R.28Z, se distingue par sa résistance mécanique renforcée. Spécialement conçu pour résister à la grêle, il conserve une puissance de 485 Wc tout en offrant une protection supplémentaire aux installations très exposées à ce risque.

Un panneau géant de 760 Wc pour les grandes centrales solaires

Pour les centrales photovoltaïques et toitures industrielles, Trinasolar propose deux modules de grande puissance. Le NEG21C.20Q établit un nouveau record avec ses 760 Wc de puissance maximale et un rendement de 24,5 %. Le précédent record était détenu par le panneau iPower7 de Akcome, qui développait 730 Wc.

Un poil plus modeste, le NEG19RC.20Q développe quant à lui 670 Wc avec un rendement légèrement supérieur de 24,8 %. Optimisé pour les suiveurs solaires, il conserve une compatibilité avec les installations existantes, selon son fabricant chinois. Ces deux panneaux bénéficient d’une garantie de performance de 30 ans, supérieure aux versions domestiques qui sont garanties sur 25 ans.

Avec une commercialisation prévue en Europe au second semestre 2026, ces nouveaux modules positionnent Trinasolar dans la course aux hautes performances. Reste à évaluer leur impact réel sur les coûts d’installation et leur adoption par le marché européen.

L’article 760 W : voici le panneau solaire le plus puissant du monde en 2026 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’électrification des poids lourds passe par une électricité abordable et un accès suffisant au réseau électrique. C’est ce que la startup française Decade Energy propose de faire.

Puissance de raccordement insuffisante, délais administratifs, volatilité des prix de l’électricité : la startup française Decade cherche à transformer ces contraintes en opportunités de jouer avec les marchés et de faire baisser le prix de la recharge des poids lourds électriques. Créée à Paris, l’entreprise développe et finance des infrastructures de bornes de recharge haute puissance et des batteries stationnaires.

La batterie se rémunère sur le réseau électrique et fait baisser le prix de la charge

L’idée n’est pas seulement d’installer des chargeurs mais de transformer les dépôts en micro-systèmes énergétiques capables de lisser leur consommation et de réduire leur exposition aux pics tarifaires, tout en se rémunérant avec les services systèmes fournis au réseau et le trading.
Concrètement, Decade déploie des batteries couplées à des bornes de recharge rapide. L’électricité peut être achetée lorsque les prix sont bas, stockée, puis restituée au moment de la recharge des camions ou lors des périodes de tension sur le réseau. Pour faire baisser le prix de la recharge, la société s’est associée à l’agrégateur suisse Axpo, afin d’accéder au marché spot et d’optimiser les revenus de la batterie.

Selon l’entreprise, ce modèle permet de réduire jusqu’à 30 % le coût de la recharge sur certains sites et d’atteindre un retour sur investissement en cinq ans pour un dépôt d’une vingtaine de camions électriques. Des chiffres qui restent à confirmer à mesure que les projets entreront en exploitation.
Un premier démonstrateur est en cours de finalisation chez Renault Trucks à Gennevilliers. Cette borne de recharge est une sorte de JBOX, un système de stockage avec des petites batteries réparties sur le territoire, opérée par l’entreprise NW devenue le leader du stockage par batterie en France.

L’article Ces batteries veulent rendre la recharge des camions électriques moins chère est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Avec 13 jours rouges à activer avant la fin du mois, les abonnés à l’offre Tempo devraient se retrouver avec une facture d’électricité colossale pour ce mois de mars. À moins que ?

L’inquiétude est palpable chez les quelque 900 000 abonnés d’EDF qui ont opté pour l’offre Tempo. Sur les fameux 22 jours rouges, durant lesquels le prix du kilowattheure est exorbitant, EDF n’en a utilisé que 9. Cela signifie que l’électricien doit placer les 13 restants avant le 31 mars 2026, uniquement pendant les jours ouvrés. Ces abonnés pourraient donc se retrouver avec une facture de mars très salée.

Des jours rouges techniquement inutiles

Cet hiver, EDF n’a utilisé aucun jour rouge en novembre, deux en décembre, six en janvier et un seul en février. Cette faible utilisation s’explique notamment par des températures relativement clémentes, et un parc nucléaire qui a su répondre à la demande électrique du pays sans sourciller. Rappelons que ce n’est pas EDF qui fixe la date des jours rouges, mais RTE. Le gestionnaire de réseau, responsable de la stabilité de ce dernier, utilise les jours rouges pour réduire la consommation électrique en cas de fortes consommations d’électricité dues à des périodes de grands froids.

Si l’offre Tempo doit normalement comporter 22 jours rouges par saison, on voit difficilement comment RTE pourrait demander à EDF d’activer ces jours rouges pendant presque tous les jours ouvrés restants du mois de mars. Car l’hiver a été plutôt clément, et c’est encore plus flagrant en ce début mars, où les températures avoisinent les 20°C dans une grande partie de la France.

Plus qu’inutile, un recours à ces jours rouges durant une période où le réseau électrique n’est pas sous tension pourrait avoir un effet défavorable sur le réseau, obligeant notamment à réduire la production de manière disproportionnée sans justification.

Vers une annulation des jours rouges ?

Dans ces conditions, pourrait-on voir ces jours rouges tout simplement annulés ? Cette hypothèse semble de plus en plus probable. D’ailleurs, ce ne serait pas la première fois qu’une telle situation se présente. En mars 2020, à cause de la crise du COVID, RTE avait renoncé à utiliser les jours rouges restant à cause d’une chute drastique de la consommation électrique.

Malgré cette possibilité, tout n’est pas gagné pour autant, les abonnés Tempo devront surveiller leur calendrier jusqu’au dernier jour. Si une ultime vague de froid avant le printemps n’est pas à exclure, c’est surtout l’instabilité géopolitique actuelle et la hausse du prix des carburants qui pourrait bouleverser les besoins d’exportations de la France vers ses voisins européens. Certains d’entre eux pourraient avoir besoin d’importer massivement de l’électricité française si le gaz naturel liquéfié venait à manquer à cause de la situation au Moyen-Orient, et en particulier dans le détroit d’Ormuz.

L’article Tempo : comment EDF va écouler les jours rouges restants malgré une météo clémente est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Habitué aux déclarations fracassantes, Sam Altman, grand patron d’OpenAI, n’a pas hésité à comparer l’entraînement de l’intelligence artificielle à celle des êtres humains pour justifier les dépenses énergétiques colossales qui sont associées au développement des centres de données. Une prise de position qui interroge.

Les plus grands acteurs de l’intelligence artificielle se sont récemment réunis à New Delhi, en Inde, pour parler de son impact sur le monde. Si des thématiques comme la démocratisation de l’IA, la souveraineté numérique ainsi que des questions d’éthique ont été évoquées, la question de l’énergie a également été abordée, notamment par Sam Altman, CEO de OpenAI.

Lors d’une interview en marge du sommet, Sam Altman a voulu répondre aux critiques sur la consommation d’énergie des centres de données, et défendre l’impact environnemental de l’intelligence artificielle en rappelant qu’il fallait aussi beaucoup d’énergie « pour former un être humain ».

Une position pour le moins cynique

Dans le détail, Sam Altman a déclaré : « Les gens parlent de la quantité d’énergie nécessaire pour entraîner une IA, mais il faut aussi beaucoup d’énergie pour former un être humain. Il faut environ 20 ans de vie – et toute la nourriture que vous consommez pendant cette période – avant de devenir intelligent ».

Qu’il s’agisse d’une simple maladresse, ou d’un véritable cynisme, cette vision pose plusieurs problèmes. Le premier est, évidemment, que l’être humain n’a pas vocation à être efficace, et la vie humaine ne se résume pas à répondre à des questions de manière efficiente. D’autre part, il était évoqué ici l’énergie utilisée lors de la phase d’apprentissage d’une IA. Une vraie comparaison nécessiterait la prise en compte de l’ensemble du cycle de vie du modèle IA, ainsi que de l’infrastructure nécessaire pour le faire fonctionner, de l’extraction des minéraux jusqu’au recyclage des composants.

Des questions sur la consommation d’énergie

Sam Altman regrette notamment que de fausses informations circulent sur la quantité d’énergie ainsi que la quantité d’eau nécessaire pour chaque requête sur ChatGPT. D’ailleurs, selon les grands acteurs de l’intelligence artificielle, l’impact énergétique serait compensé par l’importance de l’IA pour résoudre des problématiques mondiales. C’est sans compter le fait que 70 % des requêtes réalisées sur ChatGPT n’ont rien de professionnel, selon une étude récente.

Selon l’AIE, en 2024, les centres de données représentaient 1,5 % de la consommation électrique mondiale. Toujours selon l’agence, ce chiffre devrait augmenter de 15 % par an jusqu’en 2030, affichant ainsi une croissance quatre fois supérieure aux autres secteurs.

D’ailleurs, OpenAI participe grandement à cette dynamique, en ambitionne d’atteindre 250 GW de capacité énergétique d’ici 2033, soit presque quatre fois la capacité totale du parc nucléaire français. Sam Altman, a tout de même reconnu qu’une évaluation des besoins énergétiques liés à l’IA était nécessaire, et qu’il fallait viser des modes de production décarbonés comme le photovoltaïque, l’éolien et le nucléaire.

La consommation d’eau également pointée

Outre le sujet de l’énergie, la question de l’eau fait également débat concernant l’impact environnemental des centres de données. Le patron d’OpenAI a déploré que de fausses informations circulent à ce sujet sur les réseaux sociaux, citant un besoin de 17 gallons d’eau (soit 64 litres) par requête sur ChatGPT. Il a expliqué qu’une requête auprès de l’agent conversationnel ne nécessitait, en réalité, que de 0,000085 gallon d’eau, soit 0,32 mL. Il a également rappelé que le refroidissement des serveurs par évaporation, qui entraîne une grande consommation d’eau, n’est plus utilisé pour les centres de données d’OpenAI.

De la même manière que pour l’électricité, l’efficacité individuelle de chaque requête sur ChatGPT ne change pas le fait que la consommation globale d’eau, liée aux centres de données et à l’intelligence artificielle, est en progression. Selon le spécialiste Xylem dans un rapport de janvier 2026, la consommation totale d’eau par les centres de données a augmenté de 38 % entre 2020 et 2025 pour atteindre 23,7 km³ ! C’est 18 fois le réservoir du barrage de Serre-Ponçon !

L’article Un humain consomme plus d’électricité que l’IA selon le patron de ChatGPT (c’est faux) est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les prix du gaz naturel en Europe flambent avec l’arrêt de la production de gaz naturel liquéfié au Qatar suite aux attaques iraniennes. Il entraîne dans sa flambée celui de l’électricité sur les marchés, sans conséquence pour l’instant sur les factures des abonnés aux offres classiques.

La bourse du gaz (TTF) a bondi en quelques heures à 47 euros le mégawattheure (€/MWh) alors qu’elle s’établissait à 30 €/MWh en février. À l’origine de cette explosion des prix, l’attaque des États-Unis et d’Israël à laquelle l’Iran répond. L’Iran a bombardé le complexe Ras Laffan et Mesaieed au Qatar, forçant l’entreprise nationale à stopper sa production. Le Qatar est le sixième producteur mondial de gaz fossile dans le monde.

Le trafic maritime dans le détroit d’Ormuz, passage stratégique pour une partie des exportations mondiales de pétrole et de GNL, est paralysé. Par ailleurs, les stocks de gaz en Europe sont actuellement inférieurs à la normale pour la saison, autour de 30 % de remplissage contre 40 % l’année dernière.

Un rappel à notre dépendance aux énergies fossiles

Le gaz reste un combustible marginal lorsqu’on regarde la production totale d’électricité (3 % de la production en France, 17 % en Europe). Paradoxalement, il est indispensable pour sécuriser le réseau en dernier recours. Et lorsqu’une centrale à gaz est activée, c’est généralement elle qui fixe le prix. Ainsi, le coût de production de l’électricité réagit rapidement à celui du gaz.

On observe présentement cet effet. Même en France, un pays à forte production nucléaire, les prix spot observés sont parmi les plus élevés le matin et le soir par rapport à nos voisins européens alors qu’en journée, ils sont parmi les plus faibles grâce à la production solaire. Le 4 mars à 8 h, par exemple, le mégawattheure d’électricité sur le marché Spot atteignait 291 €, contre 97 €/MWh une semaine auparavant à la même heure. Le prix moyen quotidien est passé de 17,7 €/MWh les derniers jours précédents le conflit iranien à 72,5 €/MWh depuis.

L’impact est limité pour le moment

Sur les consommateurs, l’impact direct devrait rester limité. Hormis pour les contrats indexés sur les marchés de gros qui pourraient voir leurs tarifs augmenter lors des prochains renouvellements notamment pour les gros industriels. L’effet sur les factures des ménages dépendra de plusieurs facteurs : la durée des tensions géopolitiques, la structure des contrats d’énergie et l’évolution des prix internationaux du gaz et de l’électricité. La période de reconstitution des stocks de gaz avant l’hiver prochain pourrait prolonger la pression haussière sur les marchés.

Pour l’électricité, aucune conséquence pour le moment sur les offres classiques et le tarif réglementé. Cependant, les rares clients de contrats à tarification dynamique sont immédiatement impactés. Le prix du kilowattheure via l’offre dynamique Sobry a ainsi atteint un pic à 0,36 €/kWh TTC le 4 mars entre 7 et 9 h, contre 0,20 €/kWh TTC une semaine auparavant.

L’article Le prix de l’électricité explose sur les marchés suite au conflit iranien est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le développement exponentiel de l’intelligence artificielle se heurte à un problème de taille : comment l’alimenter en énergie ? Car il s’avère que l’approvisionnement en énergie devient progressivement un des principaux goulots d’étranglement de toute la filière. Et face à cela émerge une réponse originale : placer les centres de données dans l’espace.

En 2024, les datacenters ont consommé 415 TWh par an, d’après l’Agence internationale de l’énergie, soit près de 1,5% de la consommation électrique mondiale. Et l’agence de constater une croissance de l’ordre de 12% par an. D’après Goldman Sachs, la puissance appelée pourrait atteindre 122 GW en 2030. Pour donner un ordre de grandeur, rappelons que le supercalculateur Colossus de xAI (une entreprise d’Elon Musk), basé à Memphis dans le Tennessee, pourrait dépasser une consommation de 1,5 GW avant fin d’année – soit à lui tout seul l’équivalent de la production d’un réacteur nucléaire de type EPR.

Et la conséquence ne tarde pas à apparaître : l’approvisionnement en énergie des datacenters devient un enjeu crucial de leur développement. Ainsi, pour prendre un exemple, Amazon a communiqué sur le fait que les délais de raccordement au réseau devenaient un des facteurs décisifs pour la décision d’investissement. Aux USA, ces délais sont en moyenne de trois ans, et ils peuvent dépasser dans certains cas sept ans ; la situation est similaire en Europe. Et ce sont des délais bien trop importants au regard des deux ans nécessaire pour construire le datacenter lui-même.

Aller là où l’énergie se trouve

Pour produire de l’énergie en masse, on peut aller là où elle est abondante. Et il n’y a pas d’endroit où elle est plus abondante que dans l’espace. Au-delà de notre atmosphère, en effet, au niveau de l’orbite de notre planète, le rayonnement solaire est particulièrement intense. Chaque mètre carré reçoit 1,37 kilowatt (kW) ; chaque kilomètre-carré reçoit l’équivalent d’une grosse centrale nucléaire. Mieux : si l’orbite est convenablement choisie, l’éclairement des satellites peut être permanent. Et cette abondance d’énergie stimule la création d’une multitude de projets visant à expédier des datacenters en orbite.

La startup Axiom Space, par exemple, est déjà bien avancée en la matière. Depuis 2025, elle a déjà installé et fait fonctionner un prototype de calculateur IA sur la station spatiale internationale (ISS). Starcloud, une autre startup, quant à elle soutenue par Nvidia et Google, est également bien avancée : elle a réussi le lancement de Starcloud-1 en novembre 2025. Et le satellite a démontré pour la première fois la possibilité d’entraîner en orbite un modèle d’IA.

Des projets colossaux sont dans les tuyaux

Le projet de SpaceX sur les datacenters spatiaux sont à l’image du créateur de la société, Elon Musk, dont nous sommes habitués aux déclarations fracassantes. Car la société astronautique, qui vient de fusionner avec xAI en ce début 2026, projette de placer en orbite l’équivalent en termes de consommation d’énergie de plusieurs centaines de gigawatts (GW), avec un rythme de lancement de l’ordre de 100 GW/an.

Pour ce faire, SpaceX déploierait son réseau de calcul à partir d’une d’infrastructure qu’elle connaît bien : ses propres satellites Starlink, dont elle a lancé en orbite plus de 10 000 exemplaires. Si l’on considère que chaque satellite est déjà capable de produire de l’ordre de 10 kW grâce à ses panneaux photovoltaïques, il est facile de conclure que la société a déjà déployé en orbite près de 100 mégawatts (MW). Du point de vue de SpaceX, le passage à plusieurs dizaines, voire centaines de gigawatts est ainsi seulement une question d’échelle. Dont les coûts de lancement seront contenus par l’utilisation de la gigantesque fusée Starship, la plus puissante du monde et actuellement en développement.

D’autres acteurs se lancent dans le concept

Google n’est pas en reste, et dispose de son propre projet : Suncatcher, qui sera équipé de puces TPU (puces IA de Google), avec deux premiers satellites prototypes prévus pour 2027. Blue Origin, la firme astronautique de Jeff Bezos, fondateur d’Amazon et donc d’AWS, acteur géant du cloud, a également annoncé ses projets, liés à son futur réseau internet par satellites TeraWave ; pour ce dernier, il est aujourd’hui prévu un déploiement à partir de fin 2027 avec la fusée New Glenn.

Au regard de cette avalanche de projets, l’Europe paraît bien à la traîne. Elle mène toutefois une étude de faisabilité baptisée ASCEND (Advanced Space Cloud for European Net zero emission and Data sovereignty), financée par Horizon Europe, et menée par les grands acteurs du spatial et du cloud européen. En France, la startup française Latitude, qui développe le lanceur léger Zephyr, s’est alliée avec l’entreprise émiratie Madari Space pour lancer les datacenters spatiaux qui seront construits par cette dernière ; les premiers tests sont prévus pour 2026.

Des défis colossaux

Le concept a un mérite : placer les datacenters là où l’énergie est abondante. Mais cela s’accompagne de contraintes pour le moins significatives. En premier lieu les coûts de lancement. Et ceci même en anticipant une baisse radicale du kilogramme en orbite avec des fusées géantes comme le Starship. La dissipation de l’énergie est également une problématique de taille dans le vide spatial, car les datacenters produisent une énorme quantité de chaleur – et c’est bien pour cela que certains opérateurs envisagent de les placer sous l’eau.

La durée de vie des datacenters dans les conditions très difficiles de l’espace est également une question particulièrement critique. En effet, en cas d’avarie, il est difficile d’imaginer envoyer une mission de maintenance – qui serait alors extraordinairement coûteuse. Les radiations auront en outre un effet délétère sur le matériel informatique. Et, dans le même ordre d’idée, on peut se poser en outre la question de l’impact d’une tempête solaire géante sur de tels systèmes.

Au total, nous constatons bien qu’en pratique, le concept de datacenters orbitaux n’en est encore principalement qu’au stade des études et des prototypes. Quant aux visions grandioses, comme celles d’Elon Musk, elles restent encore à mettre à l’épreuve, avant même de pouvoir les mettre à l’échelle. Ainsi, demain, les datacenters seront-ils tous dans l’espace ? Il est bien difficile de répondre aujourd’hui par l’affirmative. Mais nous vivons une époque qui sait encore se montrer chaque jour un peu plus étonnante.

L’article Envoyer des datacenters dans l’espace : pourquoi ce n’est pas une idée si loufoque est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Une étude publiée dans Nature Communications relève une corrélation entre mortalité des cancers et proximité avec des centrales nucléaires aux États-Unis.

Les chercheurs ont publié dans la revue Nature Communications un article relevant une corrélation entre mortalité des cancers et proximité avec une centrale nucléaire. Issus de la Harvard T.H. Chan School of Public Health, ils ont collecté, entre 2000 et 2018 dans tous les comtés américains situés dans un rayon de moins de 200 kilomètres d’une centrale nucléaire opérationnelle au moins un an entre 1990 et 2018, les données de mortalité à partir des registres nationaux des Centers for Disease Control and Prevention (CDC).

Une possible exposition chronique à de faibles doses de rayonnement

Ils ont retenu tous les décès par cancer, les ont classés par sexe et par six tranches d’âges. Une hypothèse est que la proximité résidentielle des centrales nucléaires pourrait être associée à une exposition chronique à de faibles doses de rayonnements ionisants susceptibles d’augmenter le risque de cancer à long terme. Pour tester cette hypothèse, l’équipe a construit un indicateur continu de proximité : pour chaque comté, elle a calculé la somme des inverses de distance (1/d) à toutes les centrales situées dans un rayon de 200 km, avec un lissage sur 10 ans pour intégrer les effets de latence.

Les chercheurs ont ensuite utilisé des modèles de régression de Poisson avec équations d’estimation généralisées ajustés sur de nombreux facteurs socio-économiques, démographiques, comportementaux, environnementaux et d’accès aux soins. L’unité statistique est le couple comté-année-âge-sexe avec 290 000 observations.

Corrélation ne signifie pas causalité

Résultat principal : les comtés les plus proches des centrales présentent des taux de mortalité par cancer plus élevés. Sur l’ensemble de la période 2000-2018, chez les hommes de 65-74 ans, 20 912 décès seraient attribuables à la proximité avec une centrale nucléaire, soit 2 % des décès par cancer dans cette classe d’âge.

Les auteurs de ce papier, en montrant les limites de l’étude, montrent que c’est une corrélation, pas une causalité. « Vivre à proximité d’une centrale nucléaire peut augmenter le risque de cancer ». Ils n’ont pas exemple pas mené d’étude écologique (à l’échelle des comtés) ni de mesure individuelle d’exposition aux rayonnements.

L’article Vivre à proximité d’une centrale nucléaire pourrait être lié à une hausse de la mortalité par cancer est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La maintenance de réacteur nucléaire fera-t-elle son entrée dans la liste des épreuves olympiques ? Pas sûr. Pourtant, les équipes d’EDF s’entrainent dur pour devenir les plus efficaces possibles. Au programme : répétitions, entraînements et simulateur. 

En apparence, la centrale de Penly, et ses deux réacteurs P’4 de 1300 mégawatts électriques (MWe) ronronnent tranquillement pour produire plus de 17 TWh chaque année. Mais dans ses entrailles, les équipes de maintenance préparent déjà le prochain arrêt de maintenance, qui a lieu moyenne tous les 18 mois, avec un objectif simple : qu’il soit le plus court possible.

Les équipes répètent ainsi les mêmes procédures sur un simulateur spécialement prévu à cet effet. En moyenne, chaque opérateur s’entraîne une vingtaine de fois par an. En parallèle, l’équipe de planification pluriannuelle tient un calendrier très précis qui court jusqu’en 2033, et recense les quelque 70 000 activités de maintenance à réaliser sur une période de 10 ans. Pour arrêter les réacteurs le moins longtemps possible, certaines manœuvres sont anticipées avant l’arrêt du réacteur afin de diminuer la phase d’arrêt. Selon le directeur technique de Penly, qui s’exprime sur France Info, cette optimisation constante a d’ores et déjà permis d’économiser 3 millions d’euros en coûts de maintenance.

700 jours de maintenance en moins

En réalité, la situation de Penly n’est pas exceptionnelle. Depuis 2019, c’est tout le parc nucléaire français qui profite d’un programme d’optimisation de la maintenance appelé Start. Le but de ce programme est de réduire drastiquement le nombre de jours d’arrêt des réacteurs pour produire plus d’électricité. Grâce à la démocratisation des entraînements des équipes, et la modélisation des étapes d’interruption ou de redémarrage, chaque opération demande moins de temps. Selon Étienne Dutheil, directeur de la division production nucléaire d’EDF, la préparation de l’arrêt d’un réacteur prend désormais deux fois moins de temps.

Depuis le lancement du programme Start, le nombre de jours d’arrêt de réacteur est passé de 4 800 en 2019 à 4 100 en 2025 ! Cela représente, en moyenne, cinq jours de moins par arrêt. Depuis le lancement du programme Start, grâce à cette meilleure organisation, près de la moitié des arrêts de réacteur a duré moins longtemps que prévu. Voilà qui explique en partie la forme olympique du parc nucléaire français en 2025.

L’article Nucléaire : comment EDF optimise les arrêts de réacteurs pour réduire les coûts et augmenter la production est apparu en premier sur Révolution Énergétique.