Cauchemar pour certaines espèces d’oiseaux et de chauve-souris, les éoliennes pourraient bien devenir les meilleures amies de la faune aquatique qui pourrait trouver à leur pied des refuges bienvenus. Une entreprise du sud de la France veut encourager cette dynamique grâce à des refuges conçus en ce sens. 

C’est l’heure de la grande expérimentation, pour l’entreprise héraultaise Ecocean. Cette dernière a profité du projet EFGL, dont les trois éoliennes offshore viennent de commencer à injecter du courant sur le réseau, pour tester à grande échelle leurs biohut. Ces équipements, dessinés pour préserver la biodiversité marine, prennent la forme de cages métalliques, et ont été réparties un peu partout sur l’un des flotteurs du parc. Ils ont pour vocation de donner un coup de pouce à la vie aquatique en servant à la fois de garde-manger et de refuge pour les petites espèces.

Pour cela, ces cages métalliques se composent de deux parties. La première est remplie de substrats comme des coquilles d’huîtres, ce qui permet d’aider la survie des jeunes êtres vivants en apportant des nutriments. La deuxième, vide, sert de refuge aux poissons juvéniles contre les prédateurs.

Une expérimentation réussie dans plusieurs ports français

Ce n’est pas la première fois que ces biohut sont testées. Sur le port de Marseillan, ou plutôt sous le port de Marseillan, Ecocean a placé un certain nombre de ces cages sous les pontons. Grâce au succès de cette opération, de nouvelles biohut y ont été ajoutées avec un design modernisé. On en retrouve également sur les ports d’Antibes et de Monaco.

Néanmoins, la situation est différente sur le flotteur EFGL puisque cette dernière est située loin des côtes. Les 32 cages positionnées sur le flotteur vont permettre à Ecocean d’en savoir plus sur l’efficacité de son dispositif au large. En préparation de cette expérimentation, des tests ont déjà été réalisés sur des cages positionnées sur des bouées à 15km et 30km du large. Sur ces bouées, de nombreuses espèces côtières ont été relevées, ce qui présage d’une grande diversité fonctionnelle sur le flotteur éolien. Si l’impact positif est confirmé, on pourrait imaginer une généralisation de ces dispositifs sur les prochains parcs éoliens offshore. Cela participerait à l’effet de réserve naturelle déjà constatés sur d’autres parcs.

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C’est l’une des plus vieilles marques de France, et elle est en train de prendre l’un des virages les plus difficiles de sa longue existence : celui de la transition énergétique. Pour y parvenir de la meilleure manière possible, Thomson se lance même dans la production de PAC assemblées sur le territoire national. 

On connaît tous la marque Thomson pour ses téléviseurs ou son électroménager, mais un peu moins pour ses panneaux solaires ou ses pompes à chaleur. Pourtant, le marque française se positionne de plus en plus vers le chauffage, la climatisation et plus globalement la transition énergétique.

Portée par cette dynamique, la marque veut désormais développer des solutions innovantes de chauffage et de climatisation produits en France et en Europe. C’est dans ce contexte qu’une nouvelle ligne de production de pompes à chaleur est actuellement en cours de mise en place à Jujurieux, dans l’Ain. Objectif : démarrer l’assemblage de ces PAC au troisième trimestre 2026.

Pour l’instant, peu d’informations circulent sur ces pompes à chaleur et leurs caractéristiques. Néanmoins, on sait que cette ligne de production est rendue possible grâce à un partenariat stratégique avec les entreprises françaises 3i Technologies et Groupe JPA.

PAC et panneaux solaires : Thomson prend le virage de la décarbonation

Rappelons, en effet, que Thomson est une marque et non un fabricant. Cela signifie qu’elle signe des accords stratégiques avec différents fabricants afin de mettre en production et en commercialisation des appareils signés Thomson.

C’est en 2021 que la marque a décidé de s’étendre vers des solutions énergétiques par le biais de la marque Thomson Energy. Au-delà des pompes à chaleur, Thomson commercialise également des panneaux solaires, des micro-onduleur et même des structures photovoltaïques. Reste à savoir si la volonté commerciale et politique suffiront à relocaliser en France et en Europe la production de nombreux équipements, dans un contexte tendu pour le secteur industriel face à la concurrence chinoise. Pour le moment, les projets industriels d’envergure français peinent à s’implanter à l’image du projet d’usine photovoltaïque Carbon.

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Pris en tenaille entre l’inflation et la raréfaction des appels d’offres, les constructeurs éoliens vivaient une période difficile, sous pression financière. Désormais le tableau est bien moins noir avec des résultats nets annoncés positifs.

Après deux années noires de projets retardés ou abandonnés et des marges au minimum, les industriels de l’éolien semblent enfin retrouver des couleurs. Le groupe danois Vestas a annoncé un premier trimestre 2026 en forte amélioration, avec un bénéfice net multiplié par 14 (70 millions d’euros) et un chiffre d’affaires jamais atteint. Son carnet de commandes atteint des sommets.

Un horizon plus clair

Ce retour au vert fait plaisir à voir. Car il intervient après une période particulièrement difficile pour l’ensemble de la filière. Entre 2022 et 2024, les fabricants d’éoliennes ont subi durement l’inflation des matières premières. Les taux d’intérêt sont remontés pour ne rien arranger, augmentant mécaniquement le coût des projets, et l’éolien, un secteur capitalistique et au temps long, brûlait à petit feu.

Les difficultés ont été particulièrement visibles dans l’éolien offshore. Plusieurs grands projets ont été reportés ou annulés, à l’image du parc d’Oléron n’ayant trouvé aucun développeur (le tarif cible jugé trop bas), RWE se retirait de Centre Manche 2.

Aujourd’hui, de nouveaux contrats sont signés par les industriels avec des prix plus élevés. Alors que le cahier des charges de l’AO10 vient d’être publié, la reprise du secteur sera intéressante à observer, après un an de disette.

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Décidément, le lancement de la filière hydrolienne est loin du long fleuve tranquille. Cette dernière a bien obtenu son inscrition à la PPE3 par le biais d’un appel d’offre de 250 MW. Mais ses deux projets pionniers, prévus pour une mise en service en 2028 au raz Blanchard, sont bloqués faute de tarif de rachat d’électricité.

On pensait la filière française de l’hydrolien lancée pour de bon, avec son inclusion dans la PPE3 à travers un appel d’offres de 250 MW à l’horizon 2030 mais aussi des validations de subventions et autres permis validés. De manière plus globale, les deux projets actuels, à savoir FloWatt et Normandie Hydrolienne (NH1) continuent de prendre forme.

Seulement voilà, les consortiums chargés de ces deux projets sont dans l’attente d’une donnée capitale : le tarif d’achat de l’électricité produite, qui doit être arbitré par le gouvernement. Ils ont profité du salon Seanergy à Nantes, plus grand salon international dédié aux énergies marines, pour faire état de leur situation. D’ailleurs, selon les porteurs des projets, la ministre de l’Énergie Maud Bregeon aurait du faire étape à Nantes, mais n’est finalement pas venue, ce qui n’a pas aidé à faire avancer la situation.

Une donnée capitale pour finaliser le montage financier des deux projets

Cette énième épreuve met à mal le calendrier des deux projets, dont la clôture financière est prévue pour la fin de l’année. Sans cette donnée, le montage financier ne peut pas être finalisé, ce qui empêche les entreprises d’obtenir un accord des banques.

En 2021, des discussions avaient évoqué un tarif d’achat compris entre 255€ et 310€/MWh, mais impossible, pour l’heure, de savoir quelle décision va prendre le gouvernement. Une fois ce tarif fixé, les deux prochaines années qui attendent les équipes de FloWatt et de NH1 vont être intenses, car la mise en service des hydroliennes dans le Raz Blanchard est attendue en 2028.

Rappelons que ces deux projets affichent une puissance modeste de 17 et 12 MW. Néanmoins, Il s’agit d’une première étape nécessaire à la mise en place d’une solide filière de l’hydrolien. Si cette énergie est difficile à maîtriser, elle a un potentiel important, estimé à 5 GW sur les côtes françaises. L’hydrolien a l’avantage d’être bien plus prévisible que l’éolien ou le solaire. Cela permet notamment de limiter le caractère intermittent associé aux productions des éoliennes ou des panneaux photovoltaïques.

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Si les éoliennes accompagnent la transition énergétique actuelle et façonnent les horizons à travers le monde, elles sont utilisées depuis bien plus longtemps. En France, on en a installé dès la fin du XIXe siècle pour pomper l’eau, sous l’impulsion d’un certain Monsieur Bollée. Certaines sont encore en fonctionnement.

Si on assiste à une explosion du nombre d’éoliennes à travers la France depuis le milieu des années 2000, ces dernières sont présentes sur le territoire depuis bien plus longtemps. En scrutant attentivement le paysage français, on peut tomber sur les vestiges d’éoliennes Bollée, ces ancêtres des éoliennes modernes qui tentaient, il y a plus de 100 ans, de rivaliser en hauteur avec les clochers des églises.

On peut retrouver l’un de ces vestiges en s’approchant du domaine Beauval, à 20 minutes du centre de Bordeaux. Dans ce parc de 16 hectares a été installée en 1888 une éolienne Bollée de 23 mètres de haut qui avait un intérêt bien particulier : pomper l’eau d’un puit de 20 mètres de profondeur pour apporter l’eau courante dans les bâtiments du domaine.

Rénovée en 1995, l’éolienne fonctionne toujours et participe à l’arrosage du parc.

La première utilisation du terme « éolienne »

Si les exemplaires en aussi bon état sont très rare, les éoliennes Bollée ont un franc-succès entre la fin du XIXe et le début du XXe siècle. Mises au point par Ernest-Sylvain Bollée, puis améliorées par son fils Auguste Bollée, ces éoliennes étaient destinées à faciliter le pompage de l’eau, une activité alors principalement manuelle. Entre 1872 et 1933, plus de 350 unités seront installées, en grande majorité en France. 80 sont encore visibles, dans des états très variables.

Si leur puissance n’était pas exceptionnelle (environ 3 chevaux), leur optimisation et leur qualité de fabrication permettait un pompage jusqu’à 100 mètres de profondeur. D’abord équipées d’une girouette pour rester toujours face aux vents, elles furent ensuite équipées d’un papillon orienteur, un petit rotor de pivotement qui permettait de maintenir le rotor face au vent. Celui-ci permettait même de positionner l’éolienne parallèle au vent en cas de tempête. Quand cette sécurité s’activait, un opérateur devait monter au sommet de l’éolienne pour la désenclencher.

C’est en Eur-et-Loire qu’on retrouve le plus de ces éoliennes. / Source : Wikipédia

D’ailleurs, c’est à Ernest-Sylvain Bollée qu’on doit l’utilisation du terme « éolienne » pour désigner un moulin à vent. Jusqu’alors, ce terme n’était utilisé que comme adjectif pour qualifier l’énergie provenant du vent. Il fera son entrée dans le Nouveau Larousse illustré à partir de 1907 en tant qu’adjectif comme « machine éolienne » ou « moteur éolien ».

Alors que l’été approche à grands pas, pourquoi ne pas tenter de repérer quelques-unes de ces éoliennes au design singulier, sur la route des vacances ?

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La gigafactory de panneaux solaires qui visait une gigantesque production de panneaux solaires en France s’arrête. Son président l’a annoncé ce matin sur linkedin.

C’était l’un des symboles de la réindustrialisation verte française. Le projet Carbon visait, à Fos-sur-Mer, à construire la plus grande usine de panneaux photovoltaïques de France. Le projet tombe à l’eau, annonce Pierre-Emmanuel Martin sur Linkedin.
Lancé en 2022, Carbon promettait une gigafactory capable de produire jusqu’à 5 gigawatts (GW) de modules PV chaque année. 1,7 milliard d’euros d’investissements et des milliers d’emplois sur la zone industrialo-portuaire de Fos-sur-Mer promis, Carbon était l’égérie française de la relocalisation.

Manque de financement et de soutien européen d’un côté, expérience, stratégie remises en question de l’autre

L’entreprise n’a finalement levé que 25 millions d’euros venant des fondateurs, de la région Provence-Alpes-Côte d’Azur et de petits investisseurs via la plateforme Enerfip. Très loin des montants nécessaires pour lancer une usine de cette taille. Surtout, Carbon attendait des aides publiques promises par l’État, dont une première tranche de 4 millions d’euros. Le montant, insuffisant a partiellement contribué à renoncer au projet. Carbon justifie l’arrêt du gigaprojet par le manque de préférence européenne. « Les pays européens sont de petits pays qui aiment cultiver le dissensus avec passion » regrette amèrement son fondateur. Mais, dans un article de Greenunivers, des sources pointent des fragilités internes, d’abord dans la stratégie. Carbon avait choisi un modèle intégré allant quasiment du polysilicium au module final, des investissements énormes. D’autres, toujours auprès de Greeunivers, expliquent cet échec par le manque d’expérience industrielle de l’équipe dirigeante dans le photovoltaïque, d’autant que Carbon ne prouvait pas de facteur différenciant.

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Un collégien du sud de la France s’est lancé un défi de taille : aider ses parents à réduire leur facture d’électricité. À force de noeuds au cerveau, de soudures, et de programmation, il est parvenu à mettre au point un chauffe-eau intelligent qui a tout d’un grand : le CleverCumulus, vainqueur du concours Science&Vie Junior « Innovez ». 

Le CleverCumulus, un projet de bricolage scolaire en apparence. Pourtant, derrière cette invention du collégien landais de 13 ans Eliott Luquet, un sacré montage et une idée ingénieuse (qui est commercialisée autre part) : valoriser l’électricité solaire du toit de ses parents, sinon perdue.
Sa maison familiale est équipée de panneaux photovoltaïque mais, n’ayant pas été posée par un professionnel, la vente du surplus à EDF est impossible. Impossible, par pour Eliott qui a trouvé un moyen de valoriser autrement l’électron solaire fatal.
Plutôt que de perdre cette énergie, Eliott a imaginé un système capable de préchauffer l’eau sanitaire grâce aux excédents solaires avant qu’elle n’entre dans le cumulus principal.
C’est de l’autoconsommation, du stockage thermique, où le petit jeune a dû programmer une carte Arduino Nano avec deux capteurs : l’un mesure la production solaire, l’autre la consommation électrique de l’habitation. Les données sont affichées en temps réel sur un écran LCD et un programme pilote plusieurs résistances chauffantes installées dans une cuve secondaire (cela reste du préchauffage).

Son idée est aujourd’hui commercialisée

Lorsque la production photovoltaïque dépasse la consommation du foyer, le système active progressivement les résistances afin d’utiliser l’excédent d’électricité pour chauffer l’eau. À l’inverse, si la maison consomme davantage qu’elle ne produit, certaines sont désactivées afin d’éviter de soutirer trop d’électricité sur le réseau.
C’est un projet de collégien impressionnant parce qu’Eliott explique avoir intégré un filtre passe-bas composé de résistances et de condensateurs afin de stabiliser les mesures électriques et améliorer la précision des données récupérées par la carte Arduino.
Il a donc gagné 1000€ dans le cadre du concours « Innovez pour la planète » organisé par Science & Vie Junior. Son idée est aujourd’hui commercialisée autrement notamment par la startup Elax, qui pilote les chauffe-eaux à distance et promet de réduire de 25% la facture d’électricité.

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Loin derrière les États-Unis, la Chine ou encore l’Allemagne au sujet de la fusion nucléaire, la France peut tout de même compter sur Renaissance Fusion pour espérer avoir une centrale de fusion nucléaire commerciale dans moins de 10 ans. Un objectif ambitieux, mais qui ne dénote pas dans la course à l’énergie du soleil. 

Longtemps considérée comme une utopie, la fusion nucléaire fait de plus en plus parler d’elle. Depuis quelques années, les startup se multiplient pour tenter de maîtriser la précieuse énergie et faire basculer le monde dans une nouvelle ère. Parmi elles : Renaissance Fusion, une société grenobloise qui vise le lancement d’un réacteur commercial en 2035 !

D’ailleurs, pour son PDG Sam Guillaumé, la course à la fusion nucléaire n’est plus une course scientifique, mais est désormais « une course industrielle sur une décennie ». Pour atteindre cette fusion nucléaire commerciale, chacun y va de sa technologie. Par exemple, le laboratoire californien Lawrence Livermore mise l’utilisation simultanée de centaines de lasers pour chauffer une capsule de combustible. D’autres laboratoires utilisent un tokamak pour contenir le plasma nécessaire à la réaction de fusion, c’est d’ailleurs la technologie que l’on retrouvera dans le réacteur ITER, toujours en cours de construction.

Mais Renaissance Fusion a choisi de réinventer une autre méthode pendant un temps abandonnée : le stellarator. Sur le papier, ce dernier a de nombreux avantages par rapport au tokamak. Il est plus stable, plus prévisible et mieux adapté à un fonctionnement en continu. Problème : il a longtemps été considéré trop complexe à fabriquer, et c’est là qu’intervient le savoir-faire de Renaissance Fusion.

Des brevets et des avances pour concrétiser la fusion nucléaire

L’entreprise française est parvenue à simplifier le stellarator, notamment en remplaçant des bobines magnétiques tridimensionnelles nécessaires au contrôle de la réaction par des bandes de type supraconducteurs à haute température. D’ailleurs, Renaissance Fusion compte produire et commercialiser ces supraconducteurs.

En parallèle, l’entreprise a eu l’idée d’entourer le stellarator d’un « mur » de lithium liquide de 40cm d’épaisseur pour absorber les neutrons projetés pendant la réaction. L’utilisation de lithium a d’autres avantages, et permet par exemple de récupérer la chaleur du réacteur pour la convertir en électricité. Enfin, le lithium permet de produire le tritium nécessaire à la réaction de fusion.

Avant de passer par la mise en service d’une unité commerciale en 2035, l’entreprise a encore beaucoup de chemin à parcourir, et vise dans un premier temps le lancement d’un prototype d’ici 2030.

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C’est peut-être l’énergie renouvelable la plus difficile à dompter. La force des vagues fait rêver beaucoup d’entrepreneurs et d’inventeurs, mais si de nombreux prototypes voient le jour, aucun projet commercial sérieux n’a été mis en service. Malgré le défi immense, la startup américaine Panthalassa tente sa chance avec une structure au design unique. Objectif : alimenter des data center. 

L’avenir de l’IA se trouve-t-il au beau milieu des océans ? Si on en croit la startup américaine Panthalassa, ce n’est pas impossible. Cette dernière travaille depuis près de 10 ans à la fabrication d’un système houlomoteur unique, qui permettrait d’alimenter des centres de données.

Forte de son expérience accumulée grâce à deux premiers prototypes, la startup veut désormais aller plus loin et fabriquer un troisième prototype autonome, répondant au nom de Ocean-3. Ce nouveau prototype devrait être équipé de puces dédiées à l’inférence IA, c’est-à-dire à la capacité de l’IA à répondre à nos demandes. Grâce à sa conception, le prototype, aussi appelé , devrait produire de l’énergie de manière plutôt linéaire, ce qui servira à faire fonctionner les puces. En parallèle, l’eau de mer pourra refroidir les serveurs, tandis que la connexion internet sera assurée par satellite.

Contrairement à d’autres technologies houlomotrices, le Ocean-3 ne sera pas arrimé au fond marin, mais disposera d’un système de propulsion autonome pour éviter la dérive. Pour faire du Ocean-3 une réalité, l’entreprise vient de récolter environ 140 millions de dollars grâce à ses actionnaires, et est désormais valorisée à 1 milliard de dollars.

Un fonctionnement unique

Dans les faits, le Ocean-3 se compose d’un mât de plusieurs dizaines de mètres, surmonté d’une sphère. En fonctionnement habituel, le Ocean-3 est positionné de manière verticale avec la sphère flottante à la surface. Avec les mouvements de houle, de l’eau pénètre par le bas du mât et vient s’accumuler dans la sphère. Cela a pour effet d’augmenter la pression qui règne dans la sphère. Dans un deuxième temps, quand la pression est suffisante, des vannes sont ouvertes et l’eau s’échappe en actionnant des turbines qui produisent de l’électricité.

Si Panthalassa donne peu d’informations sur la puissance de sa centrale, l’entreprise indique plusieurs utilisations possibles comme l’alimentation de data center, ou encore la production d’hydrogène vert.

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De plus en plus répandue, la fabrication additive promet de révolutionner des pans entiers de l’industrie. Framatome en a pris conscience très tôt et vient d’ouvrir une usine dédiée, concrétisant ainsi près de 15 ans de recherche et développement. Cette nouvelle usine devrait fabriquer des pièces destinées aux futurs réacteurs nucléaires.

L’impression 3D ne désigne pas seulement ces outils tant vantés sur les réseaux sociaux, qui permettent de donner vie aux gadgets tantôt ingénieux, tantôt complètement inutiles. C’est surtout une manière totalement nouvelle de produire des pièces pour l’industrie. Si la technique est étudiée depuis les années 80, elle subit un engouement massif depuis les années 2010, et pourrait même participer à l’industrialisation du secteur du bâtiment. Framatome a fait partie des premiers à croire en la fabrication additive, et y voit là le moyen d’améliorer ses process sans perdre en qualité. L’entreprise développe un savoir-faire unique sur le sujet depuis maintenant 15 ans. Elle s’apprête d’ailleurs à passer à la vitesse supérieure en mettant en service une usine dédiée à cette nouvelle technique de production à Romans-sur-Isère. Moyennant un investissement de 25 millions d’euros, ce site de 4500 m2 devrait permettre la réalisation de pièces imprimées pour le nucléaire civil et la défense. Les pièces qui sortiront de l’usine pourront aussi bien mesurer quelques millimètres que 5 à 6 mètres.

Cet outil industriel d’un genre nouveau a d’ailleurs été spécialement conçu en prévision des besoins de demain, notamment avec les SMR.

Une large variété de pièces fabriquées en 3D

Dans une interview donnée à Techniques de l’Ingénieur, Mohamed Zouari, responsable des activités fabrication additive chez Framatome, est revenu sur les nombreux avantages de cette technique nouvelle, en particulier dans le secteur nucléaire. D’abord, elle permet d’accélérer les délais de fabrication, et d’optimiser les stocks en permettant la fabrication de pièces quasiment à la demande. C’est également un atout considérable pour les étapes de maintenance au cours de la vie des réacteurs nucléaires. À plus long terme, la fabrication additive devrait permettre d’accéder à des géométries non atteignables avec les procédés de fabrication conventionnels. Dans cette interview, Mohamed Zouari donne un exemple concret des avantages de l’impression la fabrication d’une roue de pompe : « Sa géométrie complexe – des bords d’attaque, des surfaces gauches – est difficilement accessible par forgeage ou moulage classique. En fabrication additive, on y accède directement. Avec pour résultat un meilleur débit hydraulique avec le même gabarit, ce qui signifie une meilleure performance du système ». De manière similaire, des composants nécessitant normalement 19 pièces pourraient être fabriqués en un seul élément monobloc.

Pour finir, l’intérêt environnemental est énorme. Mohamed Zouai développe : « Sur certaines applications, nous avons des cas démontrant une réduction d’empreinte carbone allant jusqu’à 80 % de CO₂ par rapport à la fonderie conventionnelle ».

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À première vue, le nouveau projet hybride de la société Blue Energy sonne comme un retour en arrière, en associant à l’énergie nucléaire des turbines à gaz. Mais à y regarder de plus près, cette manoeuvre consiste peut-être à reculer pour mieux sauter et enfin aider au lancement de la tant attendue filière industrielle des SMR. 

Dans le Texas, un accord vient d’être trouvé pour permettre la construction de la première centrale hybride gaz – nucléaire au monde. Développée par la société américaine Blue Energy, en partenariat avec GE Vernova, cette centrale d’un genre nouveau sera dotée de plusieurs réacteurs modulaires (SMR) de type BWRX-300. Ces réacteurs, conçus par la société sino-américaine GE Vernova Hitachi Nuclear Energy, affichent une puissance de 300 MWe, et reposent sur une technologie à eau bouillante.

Habituellement, les centrales nucléaires nécessitent généralement un calendrier de mise en service proche des 10 ans. Pour réduire considérablement ce délais, la société Blue Energy a donc eu l’idée d’adjoindre à ces SMR deux turbines à gaz de type GE 7HA.02, beaucoup plus rapides à construire et mettre en service, avec un objectif simple : fournir de l’électricité dès 2030, soit moins de 48 mois après la signature de l’accord du projet.

Au total, la centrale devrait d’abord afficher une puissance de 1 GW grâce aux deux turbines à gaz, puis 1,5 GW grâce aux réacteurs nucléaires. Blue Energy souhaite fournir de l’électricité 100% nucléaire à un centre de données voisin à partir de 2032.

Gommer les inconvénients du nucléaire, mais à quel prix ?

Sur le papier, les réacteurs de type SMR, en permettant une fabrication en série, sont censés gommer les principaux défauts du nucléaire conventionnels que sont des besoins en investissements massifs, et des délais de mise en service extrêmement longs. Force est de constater que pour le moment, ce n’est pas le cas. D’ailleurs, la Chine mise à part, aucun SMR commercial n’est en activité.

D’un point de vue strictement environnemental, le montage imaginé par Blue Energy est difficile à justifier, mais s’explique par une industrialisation des SMR encore imparfaite, et un besoin d’encourager le financement d’une filière en plein lancement. Il est possible qu’à l’avenir, cette association gaz/nucléaire n’ait plus d’intérêt, ni d’un point de vue financier, ni d’un point de vue délai.

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Le plan Energie 2026-2028 de la région Ile-de-France a été dévoilé par sa présidente, Valérie Pécresse. Un plan écologique largement poussé par la crise des prix sur les énergies fossiles.

La région Île-de-France veut accélérer sa transition énergétique. Sa présidente, Valérie Pécresse, a présenté le 12 mai un « Plan Énergie 2026-2028 » doté de 850 millions d’euros. « À une période où l’on parle tant de politique des chèques, nous préférons une politique d’investissement », a défendu Valérie Pécresse lors de la présentation du plan devant la presse. En somme, une vraie politique écologique : investir dans les infrastructures plutôt que subventionner directement la consommation pour atténuer les effets de la crise.

La sobriété énergétique des bâtiments publics a la part belle, elle qui peut tant faire économiser à la région. Sur les 850 millions d’euros annoncés, 390 millions d’euros vont à la rénovation thermique des lycées franciliens pour diviser par deux leur consommation énergétique d’ici à 2030. Les copropriétés dégradées bénéficieront également de 30 millions d’euros d’aides.

Un nouveau « Contrat Énergie » sera proposé aux collectivités locales doté de 70 millions d’euros sur trois ans. Les projets retenus pourront recevoir jusqu’à un million d’euros pour financer des actions de rénovation énergétique, sur un éclairage public performant ou installer des énergies renouvelables.

Financer directement les ENR

En parlant d’ENR, une trentaine de millions d’euros seront consacrés à la géothermie, aux réseaux de chaleur renouvelables, au solaire thermique et photovoltaïque et à la méthanisation agricole. La région souhaite notamment accélérer la production de biogaz pour alimenter les transports franciliens.

Qu’ils sont loins les élus dogmatiques de LR à l’initiative de la PPL Grémillet l’été dernier, et qui avaient renchéri, aux cotés du RN, avec toujours plus de propositions anti-ENR (moratoire…). Comme quoi, la crise rend écolo, le président du parti Les Républicains a lui aussi adouci sa position. L’opportuniste candidat à la présidentielle appelait à « stopper le financement des énergies renouvelables ».

Il a, depuis, changé d’avis semble-t-il. « L’intermittence des ENR fait courir le risque de black-out » écrivait-il dans Le Figaro. Et son parti se rend-il compte de leur bénéfices pour faire baisser les prix ? Tout est histoire de raison garder, les crises ont parfois du bon.

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La plus grande batterie redox au monde est en cours de construction au coeur de l’Argovie, au nord de la Suisse. Avec son impressionnante capacité de 2,1 GWh elle devrait participer à une meilleure utilisation des énergies renouvelables. 

Clin d’œil à l’histoire ou simple évidence géographique, l’une des plus grandes batteries au monde est en cours de construction à Laufenburg, à quelques centaines de mètres du poste de couplage de l’étoile. En 1958, c’est ici même qu’est né le réseau électrique européen en permettant l’interconnexion des réseaux français, suisse et allemand. Si les interconnexions sont désormais nombreuses, cette nouvelle installation de stockage, portée par la société FlexBase, devra répondre au nouveau défi du réseau européen : celui de l’optimisation de la production des énergies renouvelables intermittentes.

Pour cela, elle ne sera pas équipée de cellules au lithium, contrairement à la plupart des batteries actuelles, puisqu’elle repose sur une autre technologie : la batterie à flux redox, qui est basée sur l’utilisation d’électrolytes liquides. Ces électrolytes sont ininflammables, peu sujets à la dégradation et affichent une longévité bien supérieure à celle des batteries au lithium. Ces avantages en font un choix idéal pour des batteries de grande capacité.

Dans le top 10 des plus grandes batteries chimiques au monde

Or, les caractéristiques de la batterie de FlexBase sont pour le moins hors-norme. Avec ses 1,2 GW de puissance et 2,1 GWh de capacité, elle se positionne comme la plus grande batterie redox au monde, et entre même dans le top 10 des plus grandes batteries chimique au monde. Sur les 9 autres batteries de ce classement, 8 reposent sur la technologie lithium-ion.

Pour permettre sa mise en service d’ici 2029, les équipes travaillent actuellement à la réalisation d’une fosse de 27 mètres de profondeur, soit la hauteur d’un immeuble de 9 étages. Cette fosse permettra d’enterrer les réservoirs d’électrolytes et donc de limiter leur impact visuel.

La puissance de la batterie est telle qu’elle pourra, en théorie, fournir de l’électricité à 210 000 foyers pendant 24 heures, ou encore à 1 million de foyers pendant 5 heures. Côté financier, le chantier repose seulement sur des fonds privés, et l’enveloppe du chantier a été annoncée entre 1 et 5 milliards de francs suisses.

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Plutôt discrets, certains navires sillonnent pourtant les océans pour transporter des déchets nucléaires aux autre coins du monde. Pour permettre ces transports en toute sécurité, Orano a mis au point le TN Eagle, un conteneur blindé spécialement conçu pour cet usage. 

Il y a quelques jours, le navire Pacific Grebe, battant sous pavillon britannique, faisait escale au port de Cherbourg pour y recevoir étrange chargement. Ce chargement à l’allure étincelante n’est autre que le tout dernier conteneur d’Orano destiné à assurer la sécurité du combustible nucléaire pendant des phases de transport.

D’ailleurs, au premier coup d’œil, difficile de savoir que le Pacific Grebe transporte du combustible nucléaire, tant son profil semble banal. Pourtant, malgré sa discrétion, ce navire est certifié INF3 par l’Organisation maritime internationale pour le transport des matières nucléaires. Cela signifie qu’il a été entièrement conçu pour permettre le transport de combustible nucléaire à travers le monde. Il doit sa certification à des spécificités uniques destinées à assurer sa sûreté, comme par exemple une double coque, un blindage renforcé ou encore des équipements anti-incendies spécifiques. Ce n’est pas tout : le navire dispose même de son propre système d’autodéfense, et embarque à son bord un détachement de la police nucléaire civile britannique.

À l’intérieur, le conteneur, appelé TN Eagle, a été spécialement conçu pour être certifié par les organismes de gestion du nucléaire de plusieurs pays. Après l’Autorité de sûreté du nucléaire (ASN) en 2020, c’est la Nuclear regulatory commission (NRC) qui l’a validé en 2023. La sûreté de ce conteneur, d’une charge utile de 150 tonnes, a été démontrée jusqu’à 100 ans. Sa résistance a même été testée avec un crash à près de 9 mètres de haut.

Un marché voué à exploser ?

Le Pacific Grebe appartient à la Pacific Nuclear Transport Limited (PNTL), l’une des très rares entreprises au monde autorisée à transporter du combustible nucléaire, et en particulier du MOX usé. D’ailleurs, si ce marché représente aujourd’hui 2,3 milliards de chiffre d’affaires (selon Market Research Future), il devrait énormément augmenter dans les prochaines années, notamment avec l’avènement des SMR. On estime même qu’il pourrait atteindre 4,25 milliards de dollars dès 2035.

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Le tirage d’un câble de 700 MW vient de commencer, au large du Finistère. Objectif : relier l’Irlande via les fonds marins pour donner à l’île d’Émeraude sa première connexion avec l’Europe continentale. Sa mise en service est prévue en 2028.

La petite commune de Cléder, dans le Finistère Nord, n’est pas seulement un joyau breton. C’est également la parcelle d’atterrage de l’interconnexion qui va bientôt relier la France et l’Irlande. Nommé « Celtic Interconnector », ce projet lancé en 2013 vise à raccorder les deux terres celtiques grâce à une liaison de 575 km de long entre le Finistère et la province de Cork, pour une puissance de 700 MW. Il s’agira de la plus longue connexion au monde avec la technologie d’isolation en polyéthylène réticulé (XLPE).

Après une première campagne de déroulage du câble réalisée en Irlande l’été dernier, c’est le début des opérations côté français, au large de Cléder. Le câblier Calypso se charge actuellement de dérouler près de 98 km d’une connexion composée de deux câbles de puissance ainsi que de fibres optiques. Le Calypso, un navire ultra-moderne affrété par Nexans pour un an, devrait avancer au rythme de 10 km par jour. Une fois la pose effectuée, un autre navire viendra créer une tranchée dans le fond océanique pour enterrer le câble à une profondeur d’environ 1,50 mètre. Au total, une vingtaine de navires sont impliqués dans le projet Celtic Interconnector.

D’autres campagnes auront lieu en 2027 et 2028, année de mise en service prévue de ce câble qui pourra fournir l’équivalent de la consommation électrique de 450 000 personnes. Côté français, la station de conversion La Martyre, qui aura pour rôle de convertir le courant continu en courant alternatif injectable sur le réseau national, devrait être mise en service à l’été 2026.

Un projet à 1,6 milliards d’euros

Si le chantier du Celtic Interconnector avance à grandes enjambées, la liaison a bien failli ne jamais voir le jour pour des raisons financières. Initialement estimé à 930 millions d’euros, le budget du projet a littéralement explosé pendant la crise du Covid à cause des tensions sur les marchés de fournitures. Désormais, le coût du projet est estimé à 1,6 milliards d’euros. Après réévaluation, la CRE et son homologue irlandaise ont décidé de poursuivre le projet, convaincues par son intérêt économique et stratégique. Rappelons qu’il s’agira de la première interconnexion entre l’Irlande et l’Europe continentale.

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Le gouvernement belge annonce entrer en négociation avec la filiale Belge d’Engie, Electrabel, pour racheter les activités nucléaires du groupe et ainsi suspendre le démantèlement des centrales.

La Belgique est-elle en train d’abandonner définitivement sa sortie du nucléaire ? Le gouvernement de Bart De Wever a annoncé, le 30 avril, que la Belgique et la filiale Electrabel d’Engie avaient signé une lettre d’intention ouvrant des négociations exclusives pour le rachat de l’ensemble des activités nucléaires du groupe dans le pays.

Cette opération englobe sept réacteurs nucléaires, les filiales dédiées, le personnel mais aussi l’ensemble des actifs et passifs associés, y compris les obligations de démantèlement. Et c’est bien ça le plus important. La Belgique a voulu le stopper urgemment. Cinq des sept réacteurs sont déjà à l’arrêt, conséquence de la loi votée en 2003 qui organisait une sortie complète du nucléaire en Belgique à l’horizon 2025.

Une politique désormais volontariste

Mais depuis la guerre en Ukraine et l’arrivée du ministre de l’Énergie, Mathieu Bihet, la politique Belge sur le nucléaire a changé. Le Premier ministre flamand soutient une stratégie de relance nucléaire autour de trois axes : prolonger les réacteurs existants, étudier la remise en service de certaines unités arrêtées et préparer la construction de nouvelles capacités. Le Parlement belge a d’ailleurs déjà supprimé, en mai 2025, toute référence légale à une sortie du nucléaire.

Dans l’immédiat, l’objectif est de préserver les centrales en l’état. Certaines opérations irréversibles de découpe de composants de Tihange 1 devaient intervenir dès ce mois de mai. Pour Engie, c’est une vraie épine dans le pied qui est en train de sortir. Héritées du rachat de Suez en 2008, les centrales belges ne correspondent plus à la stratégie du groupe, désormais centrée sur les renouvelables et le gaz. Pendant des années, l’incertitude sur le coût du démantèlement et de la gestion des déchets nucléaires a inquiété le groupe, certains scénarios évoquant une facture comprise entre 40 et 60 milliards d’euros sur un siècle même si un premier accord avait été trouvé en 2023 entre l’État belge et Engie autour de la prolongation de Doel 4 et Tihange 3 jusqu’en 2035, avec 15 milliards d’euros pour les déchets nucléaires.

Alors que l’Etat Belge vient au chevet de son nucléaire, la France est elle aussi engagée auprès d’EDF pour construire les futurs EPR2, sous le coup d’une enquête de la Commission Européenne pour juger de son niveau.

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Les « tensions hautes » inquiètent RTE au point que, avec la diminution de la proportion de machines tournantes dans le mix électrique, le gestionnaire du réseau de transport veut obliger les ENR à fournir des réglages de tension.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a validé, dans une délibération publiée le 6 mai, les nouvelles règles encadrant les services système tension proposées par RTE. Maintenir la tension électrique dans des plages de fonctionnement sûres est aussi important qu’ajuster la fréquence, et pourtant il n’existe pas de dispositif équivalent. La motivation de la CRE vient des recommandations issues du rapport d’experts européens sur le black-out de la péninsule ibérique, qui « souligne l’importance de l’enjeu et de la maîtrise de la tension sur le réseau ». RTE anticipe « une aggravation des phénomènes de tension haute » à horizon 2039. Elles viennent notamment du développement des câbles souterrains, plus capacitifs que les lignes aériennes, de l’augmentation de la production renouvelable raccordée (électronique de puissance vs machines tournantes) mais aussi des pics solaires trouvant une faible consommation en miroir.

Pour maintenir la tension, RTE s’appuie sur les producteurs d’électricité. Et leurs alternateurs capables d’absorber ou injecter de la puissance réactive pour la stabiliser. Jusqu’à présent, les producteurs étaient rémunérés pour la mise à disposition de ces capacités. Désormais, la nouvelle architecture tarifaire validée par la CRE conserve les niveaux de prix actuels mais modifie la structure de rémunération afin de mieux valoriser le service effectivement rendu (l’activation vs la capacité mise à disposition).

Les renouvelables mises à contribution

La CRE durcit aussi les pénalités appliquées aux producteurs qui ne respectent pas les consignes de réglage transmises par RTE. Avec leur électronique de puissance, les installations renouvelables vont être mises à contribution. La CRE considère qu’elles doivent apporter leurs services à mesure que leur participation devient significative dans le mix électrique.

En parallèle, RTE prévoit de multiplier par trois les moyens dédiés à la gestion des tensions hautes d’ici la fin de la prochaine décennie. Dans une actualité récente, nous écrivions sur l’accord Etat-EDF pour rémunérer certaines centrales nucléaires en fonctionnement même lorsque les prix de marché les inciterait à moduler à la baisse, de se maintenir et apporter leur inertie et réglage de tension devenus de plus en plus précieux avec la montée des productions renouvelables variables.

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L’État vient d’autoriser le projet de mini-STEP de Saint-Antoine, près d’Ajaccio, de Next Step Energy.

Une Station de transfert d’énergie par pompage (STEP) de 12 Mégawatts (MW) verra le jour en Corse avec l’aide de l’État avant la fin de la décennie. Un arrêté publié au Journal officiel le 7 mai acte le soutien public à la coentreprise créée par Tenergie et Envinergy. Celle-ci bénéficiera d’un mécanisme de rémunération garanti de 9,75 % sur les capitaux investis.

Concrètement, si les revenus générés par l’exploitation de l’installation ne permettent pas d’atteindre ce seuil, une compensation publique viendra compléter les recettes. Ce dispositif s’inscrit dans le cadre du guichet de saisine organisé par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour les zones non interconnectées (ZNI) dont fait partie la Corse. 12 MW donc, une mini-STEP, et une mise en service prévue horizon 2029. Aucun montant d’investissement n’a encore été communiqué.

C’est le deuxième projet connu

Les STEP, ces batteries à eau qui permettent de flexibiliser le mix électrique, sont de plus en plus utiles dans les Zones non-interconnectées (ZNI). Elles qui ont des mix électriques carbonés (car thermiques) et/ou dépendants d’importations. Elles flexibilisent la production et ce, de manière bas-carbone. Une autre STEP sera prochainement installée à Lugo-di-Nazza Ghisoni par EDF SEI. Son taux de rémunération fixé par l’Etat le 8 Mai 2026 est à 9,55%.

La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) prévoit l’autonomie énergétique pour la Corse à 2050. Jusqu’ici, les derniers dispositifs de soutien lancés par la CRE dans les ZNI avaient surtout retenu des projets de batteries lithium-ion, notamment en Martinique, à La Réunion ou en Guadeloupe.

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L’enseigne allemande Lidl commercialise du 21 au 27 mai une batterie domestique Tronic de 2,24 kWh à 299 € avec sa carte de fidélité. Un tarif de 133 €/kWh qui pulvérise les standards du marché.

La grande distribution s’empare du stockage d’énergie solaire. Lidl Allemagne propose une batterie domestique plug-and-play à un prix qui aurait semblé impossible il y a deux ans. Le « Tronic Solarstromspeicher » (Tronic stockage d’énergie solaire) sera disponible en magasin et en ligne à 399 € en prix standard, ramené à 299 € pour les détenteurs de la carte Lidl Plus (gratuite). Cette offensive tarifaire s’inscrit dans le boom des installations solaires de balcon en Allemagne, où les kits complets se vendent désormais aux côtés des perceuses et des cafetières.

Une batterie domestique aux caractéristiques impressionnantes

Le Tronic Solarstromspeicher embarque 2,24 kWh de capacité en technologie LFP, garantie pour plus de 6 000 cycles de charge. La puissance de charge atteint 1 000 W, permettant de connecter deux panneaux solaires de 500 W via des connecteurs MC4 standards. La décharge maximale s’établit à 800 W, conforme à la réglementation allemande pour les installations plug-and-play. L’appareil affiche son niveau de charge via des LED intégrées et se pilote par wifi et Bluetooth depuis l’application Lidl Home.

L’installation ne nécessite aucune compétence technique particulière. La batterie se branche directement entre les panneaux solaires et le micro-onduleur existant, compatible avec 99 % des modèles du marché selon le fabricant. Un câble d’extension pour les modules photovoltaïques est fourni dans le pack. La garantie de 10 ans couvre l’ensemble du système, un argument commercial de poids face aux batteries domestiques de grande capacité vendues entre 2 000 et 8 000 €.

Un prix qui bouleverse le marché du stockage d’énergie

À 133 €/kWh, le Tronic Solarstromspeicher établit un nouveau plancher tarifaire pour le stockage résidentiel en Europe. Ce ratio descend sous les prix pratiqués par les plateformes chinoises comme Temu ou AliExpress pour des produits équivalents. Il y a moins de trois ans, une batterie de plus de 2 kWh sous la barre des 500 € relevait de l’utopie. La démocratisation des cellules LiFePO4 et l’industrialisation massive en Asie expliquent cette chute vertigineuse des coûts de production.

L’Allemagne connaît une explosion des installations solaires de balcon depuis 2024, portée par des réglementations simplifiées et des aides publiques ciblées. Les enseignes de grande distribution ont saisi l’opportunité en proposant des kits complets, transformant le photovoltaïque domestique en produit de consommation courante. Cette tendance n’a pas encore atteint l’Espagne ou la France avec la même intensité, mais une diffusion rapide est à anticiper, sur le modèle des friteuses à air ou des robots de cuisine qui ont envahi les rayons en quelques années. Le stockage d’énergie suit la même trajectoire de banalisation commerciale.

Reste à vérifier la fiabilité du système dans la durée et la qualité du logiciel de gestion, deux points sur lesquels aucun retour d’expérience n’existe encore. Le produit pourrait s’apparenter au Marstek B2500, un modèle chinois aux spécifications similaires vendu aux alentours de 600 € en France. Si la performance suit le prix, Lidl aura franchi un cap symbolique dans la démocratisation du stockage solaire domestique. À voir maintenant si Lidl France sautera également le pas.

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Avec le photovoltaïque, on peut souvent faire d’une pierre, deux coups. Les panneaux solaires peuvent être utilisés pour faire une clôture, un carport, un garde-corps.. Ou une ombrière pour canal d’irrigation. D’ailleurs, une installation de ce type a montré des résultats encourageants pour limiter l’évaporation. 

L’énergie photovoltaïque doit en partie sa croissance à sa capacité d’intégration. Contrairement à l’éolien, qui occupe une place à part entière dans le paysage, le photovoltaïque peut être intégré à de nombreuses installations, ce qui en facilite l’installation. On le retrouve sur des toitures, mais aussi des façades, des garde-corps et désormais des ombrières.

En Californie, une expérimentation est menée depuis 2022 pour étudier l’impact d’une ombrière photovoltaïque sur des canaux. Ce projet pilote, nommé Nexus, se compose d’une structure métallique sur laquelle reposent 1,6 MWc de panneaux solaires. À travers ces années d’exploitation, plusieurs facteurs ont été mesurés, à savoir l’évaporation de l’eau, la prolifération des algues ainsi que la production d’électricité.

L’étude a montré que le dispositif solaire permettait une réduction de l’évaporation comprise entre 50% et 70%. En parallèle, la croissance des algues a chuté de 85%, ce qui permet de maintenir une meilleure qualité de l’eau. Les résultats obtenus sont particulièrement prometteurs, dans un État américain dont l’histoire moderne a été jalonnée de sécheresses d’ampleur.

Selon une estimation, couvrir 4000 km de canaux avec une installation similaire au projet Nexus permettrait d’empêcher l’évaporation de 238 millions de mètres cubes chaque année, soit 95 000 piscines olympiques.

Un démonstrateur similaire bientôt inauguré en France

Une expérimentation similaire va bientôt avoir lieu de notre côté de l’Atlantique, dans la région française qui ressemble le plus à la Californie, à savoir la Provence. Comme dans le Golden State, la Provence profite d’un climat méditerranéen, mais aussi de problèmes d’approvisionnements en eau. Dans ce contexte, la Société du Canal de Provence gère un ensemble d’ouvrages hydrauliques permettant de desservir en eau près de 2 millions d’habitants.

Pour limiter l’évaporation de ces ouvrages, La CSP envisage de mettre en oeuvre des centrales solaires flottantes sur certaines de ses réservoirs, mais également de recouvrir une partie de ses canaux de panneaux photovoltaïques. Pour tester la pertinence de cette solution, une ombrière de 70 mètres de long pour une puissance de 300 kWc devrait être inaugurée cet été à Saint-Maximin-la-Sainte-Baume. Celle-ci recouvrira non seulement le canal mais également ses berges.

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