C’est une étape clé pour le développement de la géothermie profonde autour de Paris. Son potentiel vient d’être déterminé grâce au programme d’État Géoscan. Les résultats obtenus sont encourageants. 

En matière de transition énergétique, la géothermie suscite de nombreux espoirs, car elle permet d’obtenir non pas de l’électricité mais de la chaleur décarbonée. Sa démocratisation tarde, notamment pour cause de budgets trop élevés. Néanmoins, dans un objectif de décarbonation massive de nos moyens de production de chaleur et en particulier de chauffage, elle devrait occuper une place importante.

Ce constat est également valable dans la région Île-de-France. Cette dernière est déjà un bon élève en la matière, puisqu’on retrouve déjà 54 projets de géothermie profonde en service en 2025. Néanmoins, ces projets sont principalement situés au nord et à l’est de la capitale. Pour accélérer ce développement, l’État a initié le programme GeoScan, en partenariat avec l’ADEME Île-de-France, la Région ainsi que le BRGM. Ce programme a consisté en une campagne d’acquisition massive de données géophysiques avec 280 km de mesures en cumulé, répartis dans 6 départements et une centaine de communes.

Les résultats ont mis en évidence trois réservoirs géologiques sur une zone de 2000 km2. On retrouve donc :

• L’Oxfordien, entre 700m et 1600m de profondeur. Encore jamais exploité en géothermie, il possède des eaux d’une température comprise entre 40°C et 65°C.
• Le Dogger, entre 1000m et 2000m de profondeur. Les 54 installations actuelles profitent déjà de ce réservoir, mais son potentiel restait incertain dans l’ouest et le sud de l’Île-de-France. Sa température varie entre 50°C et 80°C.
• Le Trias, entre 1200m et 2500m de profondeur. Jusqu’ici inexploités, les réservoirs issus du Trias nécessitent des investigations supplémentaires pour mieux comprendre leur architecture complexe.

L’enjeu de la production de chaleur

Ce type de programme est d’une importance capitale pour rendre possible la géothermie profonde. D’ailleurs, elle a déjà été utilisée dans le sud de la France, notamment du côté de Vitrolles.

Désormais, grâce aux résultats obtenus, les projets de géothermie profonde vont être initiés avec moins de marge d’erreur, ce qui aura pour effet d’encourager les investisseurs à choisir cette technologie de production de chaleur propre. Rappelons qu’en Île-de-France, près de 45% de l’énergie finale consommée est liée à des besoins en chaleur. Aujourd’hui, la production de chaleur reste intimement liée à l’utilisation d’énergies fossiles.

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Les choses sérieuses vont commencer, à Fessenheim. 6 ans après l’arrêt définitif, le démantèlement du site va bientôt commencer. EDF veut en faire un exemple afin d’exporter son savoir-faire. 

Voilà maintenant 6 ans qu’EDF était dans les starting blocks pour attaquer le démantèlement de la centrale de Fessenheim. L’électricien français n’a pas chômé pendant ces 6 années puisqu’il a retiré près de 99,9% des éléments radioactifs du site. Mais depuis que le décret autorisant le démantèlement du site a été publié, les choses sérieuses vont réellement commencer.

Pour ce chantier d’envergure, premier démantèlement d’un équipement du parc nucléaire moderne, EDF s’est fixé un objectif ambitieux : terminer le chantier en 22 ans, pour une enveloppe déjà provisionnée de 1,4 milliard d’euros. Il faut dire que la tâche s’annonce colossale, puisqu’il y a plus de 400 000 tonnes de matériaux à évacuer. Pour y parvenir dans les temps, le site devrait compter entre 300 et 400 personnes sur site chaque jour pendant ces 20 ans.

Outre des moyens humains importants, de nombreuses opérations seront réalisées par des robots ou des machines téléopérées afin de réduire l’exposition à la radioactivité des équipes. Certaines tâches nécessiteront une précision presque chirurgicale, de l’ordre du centimètre sur des édifices de plusieurs dizaines de mètres. Sur les 405 000 tonnes de matériaux à évacuer, 5% d’entre elles feront l’objet d’un traitement spécialisé, adapté à leur niveau de radioactivité. Enfin, les déchets radioactifs de moyenne activité à vie longue devraient représenter 0,1% du total, soit 405 tonnes. Après un conditionnement sur le site de l’Iceda (Installation de conditionnement et d’entreposage des déchets activés). Ils seront ensuite entreposés dans les installations de Cigéo.

Un savoir-faire à prouver.. et à exporter !

Pour EDF, ce chantier est important à plus d’un titre. D’abord, un démantèlement parfaitement maîtrisé de Fessenheim permettrai d’apporter une réponse concrète à l’une des principales à l’une des principales critiques faites à l’encontre du programme nucléaire, à savoir le destin des installations définitivement arrêtées.

D’autre part, EDF espère développer et exporter une forte expertise et un savoir-faire unique sur une problématique qui devrait toucher de plus en plus d’installations à travers le monde. Si, pour Fessenheim, l’objectif est de respecter un délai de 22 ans et un budget de 700 millions d’euros par réacteur, EDF espère pouvoir passer à 15 ans et 500 millions d’euros de budget à l’avenir.

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Régulièrement en France, des projets de parcs éoliens terrestres sont annulés sans raison apparente. Souvent, ces décisions sont liées à l’Armée française et à ses exigences pour assurer la sécurité du pays, en particulier en matière de détection radar. 

Mais pourquoi donc ce petit projet éolien, constitué de seulement deux éoliennes terrestres, a été retoqué dans la petite ville de Saint-Sauveur-le-Vicomte, dans la Manche ? La réponse se situe à 31 kilomètres au nord de la ville. Tout près de Cherbourg se trouve un radar militaire de l’Armée française. Du fait de cette présence, le préfet avait déjà refusé le projet à l’été 2024, et le rapporteur public vient de confirmer cette décision.

En réalité, des projets éoliens sont régulièrement refusés à cause d’une trop grande proximité avec un radar militaire. Le projet de parc de la Feuillie, situé au nord de Coutances, a subi le même destin en étant situé à seulement 55 kilomètres du radar de Cherbourg. Enfin, dans l’Eure, on peut aussi citer un projet de 6 éoliennes qui devait prendre place sur le plateau du Vexin d’ici 2027. Mais sa trop grande proximité avec la base 105 d’Évreux a conduit à son annulation.

Les radars militaires privent la France de la moitié de son potentiel éolien

Ces refus systématiques sont dûs aux perturbations que pourraient causer les éoliennes sur les radars militaires, avec des « intervisibilités électromagnétiques » et le risque de « masquage d’aéronef ». Comprenons que la rotation des pales d’éoliennes peut générer des échos parasites qui interfèrent avec la détection radar.

Pendant longtemps, les règles d’implantation à ce sujet ont été relativement floues. Mais depuis 2021, une instruction administrative impose que les projets situés entre 30 et 70 km d’un radar militaire doivent faire l’objectif d’un avis conforme, et donc d’une autorisation. Chaque projet est étudié au cas par cas, notamment grâce au logiciel TIMOR, un outil de modélisation radar  qui sert à estimer les perturbations des éoliennes en fonction de la géométrie du parc, du relief et de la végétation.

Loin d’être anodine, cette règle prive les développeurs de projets éoliens d’une grande partie des possibilités de construction. S’il est difficile d’avoir une estimation précise, certaines sources parlent de 60% à plus de 70% du territoire national indisponible pour l’implantation de nouveaux parcs.

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Si le plus grand parc éolien offshore de Méditerranée promet d’être italien, son implantation devrait le rendre plus visible au Cap Corse que n’importe où ailleurs. Cette position géographique, à quelques miles seulement du parc naturel aquatique du Cap Corse et des Agriates, interroge côté français. Objectif de mise en service : 2033.

Le plus grand projet éolien offshore de Méditerranée, appelé Atis Floating Wind, commence à se dessiner au large des côtes italiennes, près de la Toscane. Ce projet de parc, porté par ENI Plénitude, devrait comporter 48 éoliennes offshore flottantes de 280 mètres de haut, pour une puissance totale installée de 864 MW. Si le parc doit bien être mis en oeuvre dans les eaux italiennes, sont implantation projetée se situe à seulement 28 km du cap Corse, au nord de l’île de Beauté.

Cette proximité avec la partie la plus sauvage de la Corse ne manque pas d’interroger. Compte tenu de la situation, le préfet de Haute-Corse s’inquiète du potentiel impact négatif de ce projet sur la région, notamment sur le paysage, la biodiversité et les activités nautiques. Il a ainsi organisé une enquête publique qui doit durer jusqu’au 5 juin. En parallèle, il a sollicité le parc naturel marine du Cap corse et des Agriates, qui doit transmettre son avis sur la question.

Un moyen d’alimenter l’Île de Beauté ?

Compte tenu de la position géographique du parc, on pourrait imaginer qu’il alimente en partie la Corse pour participer à la décarbonations de son mix électrique. Néanmoins, selon ENI Plénitude, l’électricité produite devrait directement être acheminée sur le réseau électrique national italien grâce à deux sous-stations par le biais de connexions de 67 à 75 km. En revanche, le projet SACOI 3 est toujours d’actualité. Cette liaison, dont le déploiement est estimé à 1,8 milliards d’euros, doit relier la Sardaigne, la Corse et l’Italie avec une capacité de soutirage de 100 MW côté corse. Ce projet, inscrit dès 2015 dans la PPE de Corse, doit être mis en service en 2030, soit 3 ans avant le parc ATIS Floating Wind.

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Quand on veut produire sa propre électricité renouvelable, ou que l’on souhaite alimenter de manière durable un site isolé, le choix se résume souvent au photovoltaïque. Mais avec cette invention française, l’énergie du vent pourrait devenir de plus en plus accessible à tous. 

La transition énergétique ne se passe pas qu’à grande échelle. On construit bien des parcs éoliens de plusieurs centaines de mégawatts, de vastes centrales photovoltaïques ou encore des centrales nucléaires, mais on installe également de plus modestes installations solaires, qui permettent d’alimenter une maison, une ferme ou un village. C’est à cette deuxième catégorie qu’appartient Wind to Watt, un projet d’éolienne modulaire à l’aspect singulier.

Ici, la promesse d’électrification ne vient pas du soleil mais plutôt du vent qu’on dit partout. Fabien Brun, ancien tireur d’élite dans l’armée française et instructeur de survie, l’a voulue facile à installer pour pouvoir être déployé à peu près n’importe où et n’importe quand. Résultat : la Wind to Watt ne nécessite que trois heures et aucun travaux majeurs pour délivrer ses premiers kilowattheures.

Son aspect diffère nettement des éoliennes traditionnelles, et tient plus de la roue à aube que du moulin à vent. Pour en faciliter le transport et l’instant, sa structure est tubulaire et les parties pleines sont principalement constituées de toiles tendues. Avec l’objectif d’adapter cette éolienne aux besoins, plusieurs tailles et puissances sont envisagées, de 300 W à 10 kW.

Des obstacles à surmonter

À première vue, le design de cette éolienne d’un genre nouveau dispose de nombreux avantages, en particulier en termes de facilité d’installation. Reste tout de même à savoir quelle production réelle il sera possible d’atteindre, car l’éolienne a l’avantage et l’inconvénient d’être assez proche du sol. Or, les vents de surface sont souvent capricieux et difficiles à dompter.

Pour permettre un développement pertinent de son innovation, Fabien Brun vie une trajectoire progressive avec le déploiement de plusieurs éoliennes pilotes. Mais l’objectif à long terme est bien de proposer une alternative crédible aux groupes électrogènes diesel. Wind to Watt vient de lancer une campagne Ulule afin de permettre le développement et le déploiement des premières éoliennes pilotes.

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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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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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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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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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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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La France ambitionne d’installer 45 GW d’éolien offshore d’ici 2050. Pour rendre cette ambition réalisable, un travail immense attend RTE, qui aura la charge de raccorder l’ensemble de ces parcs. 

RTE vient d’annoncer avoir terminé le raccordement du futur parc éolien en mer Dieppe – Le Tréport. Au total, il aura fallu 4 ans à RTE pour construire un poste électrique 225 000 / 400 000 volts ainsi qu’une double liaison souterraine et sous-marine sur plus de 25 kilomètres.

Plus que le « simple » raccordement d’un parc éolien, cette mise à disposition vient clôturer un chapitre important pour RTE, à savoir la fin du raccordement des 9 premiers parcs éoliens offshore français, que constituaient les appels d’offres AO1, AO2 ainsi que les trois projets pilotes éoliens flottants de Méditerranée. Au total, les travaux de raccordement de ces 9 parcs se seront étalés sur 6 ans, depuis le premier coup de pioche sur la plage nazairienne de la Courance, jusqu’aux derniers essais pour la livraison du parc de Dieppe – Le Tréport.

Mais le plus dur reste à venir pour RTE. Alors que la puissance cumulée de ces 9 parcs culmine à 3 GW, l’État vise un total de 45 GW d’éolien offshore en service d’ici 2050.

Un tiers du budget de RTE consacré au raccordement de l’éolien offshore

À plus court terme, la France vise 18 GW d’éolien en mer en 2037, puis 26 GW en 2040. RTE va donc devoir procéder au raccordement de 15 GW de parcs éoliens en à peine plus de 10 ans. Pour se donner une chance d’atteindre ces objectifs, RTE a développé une stratégie appelée « SMS » qui repose sur la standardisation, la massification et la simplification du développement du réseau, et du raccordement des parcs éoliens. Pour faire simple, cette stratégie se résume à tenter d’uniformiser le plus possible les techniques de raccordement employées pour chaque parc. Cela passe notamment par l’adoption de standards techniques comme des paliers techniques définis en fonction de la puissance des projets.

Côté budget, dans son schéma décennal du développement du réseau (SDDR), publié l’année dernière, RTE a chiffré à près de 37 milliards d’euros le raccordement de 22 GW d’éolien offshore à l’horizon 2040. Cela représente plus du tiers des investissements totaux du SDDR.

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Dualsun lance un nouveau panneau solaire « Made in Europe » éligible à la TVA à 5,5%. D’une puissance de 500 Wc, il doit faire face à une rude concurrence chinoise déjà organisée pour bénéficier de la TVA réduite. 

Dualsun fait partie des principales marques françaises de panneaux solaires. Innovante, notamment avec ses panneaux hybrides qui permettent de produire de l’électricité et de la chaleur, elle est néanmoins souvent critiquée du fait de sa production délocalisée en Chine. Ce positionnement est sur le point de changer.

Encouragée par l’entrée en vigueur de la TVA réduite à 5,5% en octobre dernier, la marque vient de dévoiler une nouvelle gamme de panneaux qui ont la particularité d’être produits en Europe. Cette production continentale permet au premier modèle de la gamme d’atteindre 504,9 kg CO2eq/kWc, ce qui le rend éligible à la TVA réduite.

Outre son empreinte carbone, ce panneau affiche une puissance de 500 Wc grâce à des cellules de type TOPCon N-Type dont le rendement est annoncé à 22,38%. Robuste, le panneau se veut résistant à la grêle (certifié GR4) grâce à un verre épaissi de 3,2mm et un cadre renforcé. Le produit est garanti 25 ans, et son rendement est garanti 30 ans.

Un partenariat industriel européen pour faire face à la concurrence chinoise

En proposant un panneau éligible à la TVA réduite, Dualsun ne prend pas une longueur d’avance face à la concurrence chinoise, mais essaie plutôt de ne pas se faire distancer, et pour cause. L’éditeur du logiciel spécialisé Revolt.eco a mené une étude sur un grand nombre de devis d’installations photovoltaïques depuis octobre 2025, mois de mise en application de la TVA réduite. Les résultats sont saisissants. Durant le mois d’octobre, la part des panneaux éligibles à la TVA 5,5% était infime. Mais en avril 2026, elle représentait déjà 27% des devis totaux. Problème : plus de 80% de ces panneaux bas carbone étaient d’origine chinoise et non européenne.

Déterminé à faire bouger les lignes, Dualsun a décidé de s’associer à Sonnenkraft, un fabricant autrichien créé en 1993, pour produire ces panneaux européens et bas carbone. En mutualisant une ligne de production, les deux entreprises se donnent ainsi une chance de réduire leurs coûts et donc de mieux rivaliser avec l’industrie chinoise.

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EDF cherche des solutions pour limiter des épisodes de surproduction électrique de plus en plus fréquents. Pour y faire face, il compte mettre à contribution les ménages français par le biais d’une expérimentation qui pourrait évoluer vers un tarif réglementé plus flexible. 

Un décret récemment paru vient d’autoriser EDF à mener une expérimentation auprès de 6600 ménages pour tester l’intérêt d’une tarification plus flexible à la place de l’option de base du tarif réglementé. À partir du 1er octobre 2026 et pour une durée d’un an, des abonnés actuels de l’option de base se verront proposer des tarifs avantageux aux heures de surproduction. EDF souhaite voir si ces ménages habitués à un prix fixe du kilowattheure seront capable de modifier leurs habitudes de consommation pour réduire leur facture. Pour les protéger durant cette expérimentation, le décret prévoit que leur facture finale ne puisse pas dépasser le montant qu’ils auraient payé selon leur offre classique.

Durant l’expérimentation, Enedis relèvera des données de consommation fine, toutes les 30 minutes, pour permettre à EDF d’étudier la réaction des ménages aux signaux tarifaires. L’expérimentation aboutira à un rapport d’évaluation destiné au ministre de l’Énergie et à la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

De la théorie à la pratique

La part grandissante des énergies renouvelables non pilotables dans le mix électrique commande une plus grande flexibilité concernant la consommation d’énergie. EDF travaille donc à la mise en place de différents leviers permettant d’accroître cette flexibilité.

Sur le papier, la mise à contribution des ménages a beaucoup de sens. D’ailleurs, c’est cette même idée que l’on retrouve derrière les tarifs HP/HC ou encore le contrat Tempo. Néanmoins, ces contrats ne sont pas dynamiques. Dans cette expérimentation, EDF veut savoir quelle part des ménages serait prête à ajuster ses habitudes de vie au jour le jour pour mieux coller aux besoins de consommation du réseau. D’autre part, si cette solution est intéressante sur le papier, il faut qu’elle soit suffisamment facile à mettre en place pour que n’importe quel abonné soit capable de comprendre ces signaux tarifaires et d’agir en conséquence.

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