Epyr, une startup française spécialisée dans le stockage thermique, vient de contractualiser et d’installer sa première unité de stockage thermique.

Dix-huit mois après sa naissance, la startup spécialisée dans le stockage thermique d’énergie Epyr a installé son premier projet sur le site du papetier Wepa, près de Troyes. C’est encore un démonstrateur mais cette brique pourra grandir. Alors pourquoi Wepa serait-il intéressé par Epyr ? Dans l’usine de Wepa, la vapeur est utilisée pour le séchage de la pâte à papier et cela est très énergivore. Epyr lui propose de remplacer une grande partie de cette énergie par une autre, décarbonée et moins chère.

Un principe de fonctionnement très simple

Concrètement, l’électricité est transformée en chaleur grâce à des résistances électriques. L’énergie du midi vient de la cloche solaire, elle aurait été perdue sinon et est donc achetée peu chère. Cette énergie thermique est ensuite stockée dans un matériau réfractaire, de la brique céramique capable d’atteindre des températures élevées tout en conservant la chaleur pendant plusieurs heures. Lorsque Wepa en a besoin, cette chaleur est récupérée pour produire de la vapeur.

Si la technologie de stockage est originale, bien qu’éprouvée depuis longtemps, c’est dans la stratégie d’approvisionnement en électricité qu’Epyr s’y retrouve. Et avec des experts du marché de l’électricité et une brique technologique déjà avancée, la startup a pu aller vite.

Les prix du gaz et de l’électricité influencent la rentabilité du projet

Selon les calculs avancés par la société auprès de Greenunivers, le modèle devient compétitif lorsque le prix de l’électricité reste inférieur à 40 ou 50 euros par mégawattheure (€/MWh) si le gaz stagne à 20-25 €/MWh. Avec la tension sur l’approvisionnement en gaz et les heures à prix négatifs qui explosent, la conjoncture est favorable. Si elle ne l’est plus, la chaudière à gaz reprendra plus grandement sa place.

Epyr se rémunère aussi sur les services systèmes RTE. En cours de certification, l’entreprise pourra proposer ses services de consommation d’électricité lorsque le réseau sera saturé.

La batterie thermique est actuellement un démonstrateur de 1,3 mégawatt (MW) et cinq heures de stockage thermique. Il est dimensionné au maximum suivant la place disponible au raccordement. Une nouvelle demande devra être déposée pour agrandir la place disponible, évoque l’entreprise à Greenunivers.

L’article Ce conteneur est un énorme radiateur électrique à accumulation pour décarboner l’industrie est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Changement du prix repère du gaz, revalorisation de la prime carburant et des aides à l’achat de véhicules électriques : Révolution Energétique fait le point sur les traditionnels changements du 1ᵉʳ juin.

L’évolution la plus significative de ce premier jour du mois de juin vient du prix repère de vente du gaz. Publié chaque mois par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), il baisse de 4,8 % TTC au 1ᵉʳ juin par rapport à mai, passant de 160,54 à 152,86 euros par mégawattheure.

Les marchés de gros se détendent, mais il ne faut pas non plus s’attendre à un miracle avec la disparition des tarifs réglementés du gaz intervenue en 2023 : la CRE estime le gain moyen à un peu plus d’un euro TTC par mois pour les consommateurs dont le contrat est indexé sur ce prix repère.

Dans les transports, un statu quo entre carburant et électricité

À l’inverse, les prix des carburants ne vont pas en s’arrangeant et le gouvernement sortira davantage le portefeuille. Les professionnels des secteurs du transport, de l’agriculture, de la pêche ou du BTP recevront de nouvelles aides et les employeurs de ces secteurs pourront verser une prime carburant revalorisée de 300 à 600 euros.

Toujours dans les transports mais cette fois électriques, les aides à l’achat ou à la location d’utilitaires électriques sont en hausse avec jusqu’à 9500 euros d’aides à l’achat pour certains modèles fabriqués en Europe. Sur les poids lourds, elles passent de 60 000 en 2025 à 100 000 euros.

Il n’y a pas que l’énergie dans la vie, d’autres mesures entrent en vigueur ce 1ᵉʳ juin, parmi lesquelles la revalorisation du Smic (+2,41%) et l’application d’une directive européenne sur les assurances pour faciliter les résiliations.

L’article Prix du gaz, primes carburants et aides à l’achat de véhicules électriques : ce qui change au 1er juin est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La France compte 33 gigawatts de puissance photovoltaïque installée à fin mars 2026. Le solaire passe un seuil symbolique et continue de se développer, porté notamment par l’autoconsommation.

Le parc photovoltaïque national continue de prendre de l’ampleur malgré un contexte qui ne lui est pas extrêmement favorable. Malgré la réduction à peau de chagrin des tarifs de rachat solaire et la multiplication des prix négatifs de l’électricité, le solaire poursuit sa progression, tant chez les particuliers qu’à l’échelle industrielle.

Entre janvier et mars 2026, 1 495 mégawatts (MW) de nouvelles capacités solaires ont été raccordées au réseau électrique français. Ce chiffre marque un recul de 5 % par rapport au premier trimestre 2025, où 1 571 MW avaient été installés. La croissance ralentit légèrement, mais reste à un niveau élevé.

Les grandes installations de plus de 500 kilowatts (kW) ont concentré 30 % de la puissance raccordée, alors qu’elles ne représentent que 0,3 % du nombre de projets. À l’opposé, les petites installations résidentielles de moins de 9 kW ont compté pour 74 % des nouveaux raccordements, mais seulement 7 % de la puissance totale. Cette répartition illustre la dualité du marché français, entre projets industriels massifs et équipements domestiques.

Une année de production d’un réacteur nucléaire en trois mois

Au 31 mars 2026, la puissance cumulée du parc photovoltaïque français s’établit à 33 gigawatts (GW), dont 32,1 GW en France continentale. Sur le trimestre, la production brute d’électricité solaire a atteint 6,6 térawattheures (TWh) en métropole, contre 5,9 TWh un an plus tôt. Pour se situer, le photovoltaïque français a produit en trois mois autant d’électricité que le réacteur nucléaire n°2 de la centrale de Tricastin durant l’année 2024.

Hors autoconsommation, la production injectée sur le réseau a représenté 6,2 TWh, soit 4,6 % de la consommation électrique métropolitaine. Cette part gagne 0,7 point par rapport au premier trimestre 2025, signe d’une contribution croissante du solaire au mix énergétique français.

L’autoconsommation gagne du terrain

Au premier trimestre 2026, 62 % des installations photovoltaïques françaises ont produit une électricité entièrement ou partiellement autoconsommée. Ces installations représentent 19 % de la puissance totale du parc. Les deux indicateurs progressent respectivement de 1,5 point et 0,5 point par rapport au quatrième trimestre 2025.

Sur le trimestre, 481 GWh d’électricité solaire ont été autoconsommés en métropole, soit 7 % de la production brute. Les installations en autoconsommation totale ont généré 247 GWh, correspondant à 51 % des volumes autoconsommés. Elles représentent 14 % du parc autoconsommant et 9 % du parc photovoltaïque total.

Plus de 36 GW de projets solaires en attente

La puissance des projets en attente de raccordement a légèrement reculé de 2 % par rapport au quatrième trimestre 2025, pour s’établir à 36,1 GW. Parmi ces projets, 8,4 GW disposent déjà d’une convention de raccordement signée, ce qui laisse présager des mises en service dans les prochains trimestres.

Trois régions concentrent à elles seules 50 % de la puissance photovoltaïque installée en France au 31 mars 2026 : la Nouvelle-Aquitaine, l’Occitanie et Auvergne-Rhône-Alpes. Ces territoires ont également représenté 46 % des nouveaux raccordements du trimestre, confirmant leur rôle moteur dans le développement du solaire français. La géographie du parc reste marquée par l’ensoleillement et les politiques locales favorables.

L’article Panneaux solaires : en France, leur puissance équivaut désormais à 20 réacteurs nucléaires est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Après une chute quasi continue de 90% pendant 10 ans, le prix des panneaux solaires connaît une hausse impressionnante, qui risque de ne pas s’atténuer tout de suite. Est-ce la fin de l’âge d’or photovoltaïque ? 

C’était attendu depuis le début de l’année, mais ça se confirme plus que jamais. En 2026, le prix des panneaux solaires explose littéralement. On parle d’une hausse de près de 30%, dont 20% à 27% d’augmentation rien que sur le premier trimestre 2026.

Cette augmentation tarifaire s’explique en très grande partie par l’état de santé de la filière photovoltaïque chinoise. Depuis 2011, la Chine a investi 50 milliards de dollars pour augmenter ses capacités de production de panneaux solaires. En parallèle, le pays a multiplié les subventions pour en améliorer la compétitivité. On peut dire que ça a marché, puisque le pays concentre aujourd’hui 80% des capacités mondiales de production. Néanmoins, la concurrence est telle que de nombreux fournisseurs vendent leurs produits à perte, ce qui a conduit à des pertes financières massives, de l’ordre de 5 milliards de dollars depuis début 2024.

Pour remonter la pente, le gouvernement chinois a décidé de stopper les subventions, comme le remboursement de la TVA à l’exportation, normalement affichée à 9% du prix total. Outre ces problèmes, des tensions sur l’approvisionnement de l’argent tendent également à augmenter le prix des panneaux.

La fin des panneaux solaires en toiture chez les particuliers ?

Pour autant, le marché du photovoltaïque se maintient à l’échelle du pays. Au premier trimestre, selon le média Eco infos, Enedis a enregistré 1418 MW de raccordement, contre 1407 lors du premier trimestre 2025. Mais la situation est plus compliquée pour le solaire résidentiel. Cette hausse des prix vient entacher la rentabilité des installations, déjà sérieusement impactées par les nombreuses mesures adoptées l’année dernière. En conséquence, pour les installations de 0 à 9 kWc, on est passé de 268 MW raccordés au 4ᵉ trimestre de l’année 2024 à seulement 155 MWc pour le 3ᵉ trimestre de 2025.

Si le recours à des batteries de stockage pourrait permettre d’augmenter le taux d’autoconsommation et donc d’utilisation des panneaux solaires, le prix de ces dernières devrait également augmenter durant les mois à venir, pour les mêmes raisons.

L’article La spectaculaire hausse du prix des panneaux solaires est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’électrification, oui. Mais sous certaines conditions ! Alors que RTE et le gouvernement travaillent à augmenter la puissance électrique disponible dans la zone industrielle de Fos-sur-Mer, une quinzaine d’associations critiquent l’impact de cette nouvelle ligne sur l’environnement. Principal problème : la traversée d’une zone naturelle protégée. 

En pleine promotion de l’électrification du pays, le Président de la République Emmanuel Macron vient d’apporter son soutien à un projet de taille, porté par RTE : une ligne à très haute tension de 65 km de long entre le Gard et les Bouches-du-Rhône.

Cette nouvelle ligne aérienne est censée permettre le développement de la zone industrialo-portuaire de Fos-Étang de Berre, près de Marseille. Selon les plus récentes informations, on compterait entre 17 et 20 milliards d’euros d’investissements dans la zone d’ici à 2030, pour environ 10 000 emplois directs créés. Pour encourager ces investissements et donner de la visibilité aux industriels, le renforcement du raccordement électrique de la zone est indispensable.

Pour cela, RTE a prévu une ligne de 65 km de long entre Jonquières-Saint-Vincent (30) et Fos-sur-Mer (13). Cette ligne de 400 kV sera composée de 180 pylônes d’une hauteur comprise entre 50 et 90 mètres de haut. RTE vient de déposer un dossier de demande de déclaration d’utilité publique (DUP) auprès de l’État pour accélérer la gestion des acquisitions foncières nécessaires au projet. L’État devrait donner sa réponse d’ici le troisième trimestre 2026 pour permettre une mise en service en 2029.

Un projet sous très-haute-tension

Sur le papier, ce nouveau projet d’électrification a tout pour plaire en favorisant l’électrification du pays et sa réindustrialisation. Sauf que son tracé est contesté par de nombreuses associations. En effet, il est prévu que la ligne traverse une partie de la réserve naturelle du parc de Camargue. De plus, les 180 pylônes auront un impact paysager non négligeable.

Pour se faire entendre, 15 associations, dont France Nature Environnement, la Ligue de protection des oiseaux ainsi que WWF France, ont cosigné une lettre adressée au gouvernement. Dans ce courrier, ils indiquent que les espaces naturels protégés « ne peuvent pas être des variables d’ajustement des politiques de souveraineté énergétique ». Les différents signataires ont également indiqué que la ligne fragmenterait des habitats naturels, et ont alerté sur les impacts cumulés d’autres projets prévus dans le même secteur : pipelines d’hydrogène, autoroute ou encore éoliennes offshore.

Faisant un pas vers RTE, les associations ont proposé un contre-projet incluant l’enfouissement d’une partie de la ligne. Pour l’heure, cette proposition est restée sans réponse.

L’article Cette ligne aérienne THT qui doit alimenter Fos-sur-Mer inquiète de nombreuses associations est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Et si l’avenir de l’éolien offshore s’écrivait en biais ? C’est ce qu’imagine TouchWind. La jeune startup vient de mettre à l’eau un prototype à taille réduite pour tester son idée. 

L’énergie éolienne donne souvent lieu à des prototypes originaux, pour ne pas dire farfelus. Si les projets de ce type sont peu nombreux à tenir sur la longueur, du côté de TouchWind, ça se précise.

Depuis notre dernier article sur le sujet, de l’eau a coulé sous les ponts, ou plutôt sous les flotteurs d’éolienne. TouchWind vient d’installer une éolienne flottante de taille réduite sur le lac Oostvoorne Meer, situé tout près de La Haye, aux Pays-Bas. Ce prototype, installé dans le cadre du projet POWER (POsitive Wake Effects of turbines with tilted Rotors pour les intimes), devrait permettre de mesurer les forces exercées sur des lignes d’ancrage réalisées en acier et en polyester. Ces dernières sont accrochées à des lests en béton posés au fond du lac, et équipés de récifs imprimés en 3D pour encourager la biodiversité du lac.

Avec sa technologie de rotor incliné, TouchWind espère toujours pouvoir limiter les contraintes mécaniques exercées sur les structures de ces éoliennes pour pouvoir en limiter le coût, mais également permettre leur fonctionnement, même dans des conditions climatiques extrêmes.

La fin du mât incliné

Dans le cadre de l’avancée du projet, on a d’ailleurs pu constater que le design a été simplifié par rapport au dessin initial. Les premières images de synthèse montraient des éoliennes dont même le mât était incliné. Avec ce dessin, les parcs offshore prenaient des allures de chorégraphie de Smooth Criminal.

Désormais, seul le rotor s’incline en fonction de la force du vent. Toujours dans le cadre du projet POWER, 9 prototypes de taille similaire vont être installés sur les rives du lac Oostvoorne pour pouvoir étudier l’effet de sillage.

Outre les éoliennes offshore, TouchWind envisage désormais de commercialiser des éoliennes terrestres mobiles sur le même principe, d’une puissance comprise entre 50 kW et 200 kW. La startup multiplie les démonstrateurs et les prototypes, mais pour l’heure, aucune information n’a été fournie sur la commercialisation de ces modèles.

L’article Cette startup teste une éolienne flottante à rotor incliné aux Pays-Bas est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

À seulement quelques semaines de la Coupe du monde de football, Emmanuel Macron a réuni sa propre équipe de France.. de l’électrification !  Le président a réuni mardi 26 mai à l’Élysée plus de 200 industriels, énergéticiens, distributeurs et acteurs de la mobilité pour qu’ils annoncent des projets électrifiant la France.

A quelques jours du sommet Choose France, Macron voulait des annonces d’investissements dans l’électrification. La PPE3 prévoit d’inverser la part de consommation d’énergies fossiles vs électricité (60% vs 40%) à 2030. Il a donc réuni nombre d’acteurs de l’électrification pour qu’ils annoncent des projets. Stellantis a, par exemple, annoncé plus d’un milliard d’euros sur son site de Mulhouse pour produire des véhicules électriques à partir de 2029. L’objectif d’E. Macron est de 400 000 véhicules électriques par an. Toujours dans les mobilités, le gouvernement veut également accélérer le déploiement des bornes de recharge, qui doivent passer de 180 000 aujourd’hui à 400 000 d’ici 2030. Electra prévoit 300 millions d’euros d’investissements pour étendre son réseau, Engie annonce 300 millions d’euros supplémentaires pour déployer 5 000 points de recharge, Lidl 13 millions d’euros supplémentaires et Leclerc vise 10 000 bornes d’ici 2030 puis 30 000 à 2035.

L’électrification du chauffage, où le gaz domine, ensuite. L’exécutif veut accélérer le remplacement des chaudières au gaz et au fioul par des pompes à chaleur. Le britannique Octopus Energy a confirmé un projet d’usine en France représentant jusqu’à 150 millions d’euros d’investissements et potentiellement 500 à 1 000 emplois (aucune date ni lieu avancé) et prévoit aussi d’être installateur de 10 000 pompes à chaleur dans l’Hexagone ces douze prochains mois. Cela nous rappelle d’ailleurs que la marque française Thomson s’apprête, elle aussi, à produire des PAC en France sous son nom. Le gouvernement vise ainsi un million de pompes à chaleur chaque année d’ici 2030 alors que le rythme annuel est plutôt à 200 000 aujourd’hui.

Les CEE, au coeur du financement de ces projets

Toujours pour débudgétiser, l’Etat recourra aux Certificats d’économie d’énergie (CEE). Les acteurs obligés, qui ont une obligation légale de les financer, peuvent donc faire des annonces. EDF a d’ailleurs annoncé une prime supplémentaire de 1 000€ pour certaines pompes à chaleur et une enveloppe additionnelle de 30 millions d’euros pour accélérer l’installation de chaudières électriques dans l’industrie.

L’objectif derrière ces annonces est de moins subir les crises géopolitiques sur les fossiles et valoriser l’électricité française à 95% bas carbone et dont, faut de demande qui décolle, 17 à 20 % de la production électrique est exportée.

L’article Les annonces de l’équipe de France de l’électrification est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Dans son avis publié du 21 mai sur le futur arrêté tarifaire S21, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) valide la forte réduction du soutien public pour le photovoltaïque de moins de 500 kWc, voulue par le gouvernement. Objectif : favoriser l’autoconsommation et alléger les dépenses publiques. 

La fête est finie, le gouvernement a sabré le tarif de rachat de l’électricité solaire, la CRE a validé, les installations photovoltaïques de petite capacité vont devoir trouver un nouveau modèle économique robuste en dehors du rachat du surplus d’électricité par EDF. Il était à 40 euros le mégawattheure (€/MWh), il sera désormais à 11 €/MWh.

Selon la CRE, cette réforme du guichet ouvert S21 devrait ralentir le développement des installations photovoltaïques éligibles tout en privilégiant l’autoconsommation. Désormais, pour atteindre la rentabilité, il faudra atteindre un très haut taux d’autoconsommation. La CRE souhaitait permettre le soutien uniquement pendant les heures à prix de marché positif. Mais comme il manque d’équipement (système d’information) ou l’adaptation serait complexe si elle devait être réalisée rapidement pour détecter les prix négatifs, la modulation quart d’heure serait trop compliquée à réaliser rapidement. La la CRE propose tout simplement un tarif fixe de 11 €/MWh sur l’ensemble des heures de production, y compris pendant les périodes de prix négatifs.

Se tourner vers d’autres sources revenus pour espérer une viabilité économique

Le message est limpide : les producteurs photovoltaïques devront progressivement intégrer les signaux marché dans leur stratégie d’exploitation. La CRE veut les sensibiliser à la valeur économique actuelle du surplus injecté et soulager les finances publiques.

La veille de la publication de l’avis de la CRE, Greenunivers révélait le dépôt d’une proposition de loi portée par la députée écologiste Julie Laernoes afin de contrer les réformes préparées par l’exécutif et présentées au Conseil supérieur de l’énergie (CSE). Avec l’appui notamment d’Enerplan et de la Fédération nationale de l’énergie solaire (Fnes), le texte vise à sanctuariser un droit à l’autoconsommation (impossibilité d’interdire) et à protéger l’autoconsommation collective (injection possible pour les moins de 36 kVA et limitée jusqu’à 500 kVA, réduction du Turpe).

Peut-être que les développeurs de projets PV en autoconsommation se tourneront vers l’hybridation pour capter des revenus supplémentaires, des services systèmes pour la batterie, d’une exploitation plus grande du PV et des économies de Turpe.

L’article Photovoltaïque : la CRE enterre définitivement les généreux tarifs de rachat est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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.

L’article Géothermie profonde en Île-de-France : son potentiel déterminé grâce à GéoScan est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Et si c’était vrai, possible ? Produire de l’hydrogène vert uniquement avec de l’eau et du soleil, sans électrolyseur, sans électricité et sans raccordement au réseau. Photreon tente le pari, on vous explique leur technologie.

Une startup allemande tient peut-être une très bonne idée. Photreon, issue du Karlsruhe Institute of Technology (KIT), développe un panneau photoréacteur capable de générer directement de l’hydrogène vert grâce à la photocatalyse. Présentée lors de la Hannover Messe 2026, la technologie de Photreon entend sortir de la production classique d’hydrogène dit « vert ». Habituellement, cet hydrogène vert est obtenu par électrolyse où de l’électricité renouvelable (selon si cette formule n’inclut pas le nucléaire) alimente un électrolyseur qui sépare les molécules d’eau en hydrogène et oxygène. Problème, ce procédé, même s’il est efficace, est coûteux.

Le soleil pour casser la liaison de l’eau

Alors, est-ce bien possible de s’en passer ? La technologie de la startup repose sur la photocatalyse, où un matériau semi-conducteur absorbe directement le rayonnement solaire afin de déclencher la réaction chimique : c’est l’apport d’énergie pour casser la liaison de la molécule d’eau. Sous l’effet du soleil, les électrons sont excités et provoquent la dissociation des molécules d’eau. L’hydrogène est ensuite récupéré directement dans le module.

Photreon réduirait ainsi les coûts. En supprimant les électrolyseurs, les convertisseurs électriques et une partie des infrastructures réseau, la startup espère réduire fortement les investissements nécessaires à la production d’hydrogène vert et permettrait de produire directement sur le site d’utilisation.

La startup n’a pas communiqué le rendement réel de la technologie ni des données sur la durée de vie des matériaux photocatalytiques. Il va donc falloir surveiller les avancées de Photreon pour savoir si la réalité industrielle pourra être au rendez-vous des attentes.

L’article Cette startup veut produire de l’hydrogène sans électrolyse est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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.

L’article Fessenheim : EDF veut faire de son démantèlement un exemple mondial est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Depuis plusieurs mois, un sujet que l’on croyait politiquement verrouillé revient de toutes parts : l’extraction d’hydrocarbures en France. Marginale en volume mais symbolique, la production nationale — environ 1 % de la consommation — revient dans l’actualité sur trois fronts : industriel, juridique et parlementaire.

Depuis la loi Hulot de 2017 visant à mettre progressivement fin à la production pétrolière d’ici 2040 en France, les permis se font rares, très rares. L’Union française des industries pétrolières dénonce depuis février des refus d’autorisations qu’elle juge “politiques”. L’État bloquant de nouveaux forages comme en Gironde sur les concessions exploitées par Vermilion Energy.

Sur le terrain juridique ensuite, le bras de fer se déplace aux tribunaux administratifs. L’État se justifie avec un ensemble d’arguments climatiques (accords de Paris, GIEC, droit européen) pour justifier ses refus, et les industriels eux ont recours au code minier et aux droits de concession. Urgence climatique versus développement économique en somme.

Au Parlement enfin. Une proposition de loi sénatoriale visant à autoriser de nouvelles explorations d’hydrocarbures en outre-mer, notamment en Guyane, a déjà été adoptée au Sénat. Elle introduit une dérogation directe à la loi Hulot en permettant la reprise de recherches là où le cadre actuel les interdit depuis 2017. Le texte est porté par un sénateur du groupe macroniste et soutenu au Sénat par une majorité plus large.

Un groupe de gauche pour relancer l’exploitation en Guyane

À l’Assemblée nationale, le groupe GDR (de gauche) s’apprête à inscrire ce texte dans sa niche parlementaire du 11 juin selon une information du média Contexte.

Pourquoi venant d’un tel parti ? Les élus ultramarins sont favorables à la relance de certaines explorations au nom de l’autonomie de leurs territoires et de l’emploi local. Un tiraillement qui explose dans ce parti de gauche, voyant des voisins de Guyane assis sur une mine noire d’argent.

À quelques kilomètres, le Guyana est devenu un “géant du pétrole” depuis la découverte d’un important gisement en 2015, entraînant une forte croissance et l’arrivée d’investisseurs. Cette dynamique nourrit des attentes qui traversent le fleuve Maroni, dans un territoire où plus de la moitié de la population vit sous le seuil de pauvreté.

L’article Pourquoi reparle-t-on autant d’extraire du pétrole en France ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) valide le futur appel d’offres « AO10 » l’éolien en mer, notamment le tarif cible de 100 euros le mégawattheure (€/MWh) même si la santé économique des développeurs n’est pas au rendez-vous.

Le tarif du futur éolien du futur AO10 n’est « pas a priori sous-dimensionné », mais les conditions économiques (coûts, santé des développeurs…) pourrait pousser à dépasser le tarif cible, met en garde la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Après un long moment de disette sans AO, la filière se remet progressivement. Une dynamique positive se dessine au-delà des frontières françaises, à en juger les résultats de Vestas de nouveau dans le vert grâce à de nombreux projets remportés outre-Atlantique.
C’est l’arbre qui cache la forêt, car l’impact des précédents appels d’offre se fait encore ressentir. Malgré l’AO10, certains développeurs sont encore en train de renégocier ou d’abandonner certains projets. Si les prix dépassent les attentes du gouvernement, cela « pourrait impliquer la déclaration sans suite d’un ou plusieurs projets, sauf si le ministre mobilise sa faculté d’attribuer la totalité des parcs, ce qui pourrait conduire à exposer plus fortement le budget de l’État en l’absence de prix plafond » analyse la CRE.

Nouveauté de l’AO10, le gouvernement introduit un tarif cible moyen pondéré à l’échelle de l’ensemble des projets. Il pourra donc accepter des offres supérieures à 100 €/MWh à condition que d’autres projets affichent des prix plus bas permettant de respecter une moyenne globale.

Un nouveau tarif moyen pondéré

Cela risque de devenir illisible pour les développeurs craint la CRE, compliquant l’analyse de la meilleure stratégie à adopter pour répondre à l’AO. Il pourrait par exemple être incité à adopter une stratégie opportuniste sur certains sites jugés plus favorables, en misant sur une compensation par d’autres projets plus coûteux. La CRE juge donc délicat d’expérimenter des nouvelles modalités sur un volume aussi important de projets. L’appel d’offres doit en effet porter sur plusieurs façades maritimes et jusqu’à une dizaine de gigawatts de capacités, c’est le plus gros jamais lancé.
En somme, la CRE prononce oui oui mais..

L’article La CRE donne son avis sur l’AO10 éolien est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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.

L’article Il est impossible d’installer des éoliennes dans ce cercle de 140 kilomètres de diamètre est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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.

L’article Le plus grand parc éolien de Méditerranée bientôt à quelques encablures de la Corse ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le nombre records de prix négatifs enregistrés en avril et mai fait aussi des heureux. Pour les gestionnaires de batteries stationnaires, ces situations sont synonymes de gros revenus, puisqu’ils peuvent gagner en rechargeant pendant les périodes de surproduction, puis écouler ces kilowattheures accumulés quand les besoins en électricité sont plus élevés. 

En France, les développeurs de batteries sont peu nombreux, avec NW et Acacia en tête. Ils ont été visionnaires : les deux développeurs se partageant près de la moitié des 6 gigawatts (GW) installés en France. A titre de comparaison, la file d’attente de raccordement est à 15 GW, tous les projets ne verront pas le jour.
Le principe est simple pour une batterie : acheter de l’électricité quand elle est abondante et peu chère — parfois même à prix négatif — pour la revendre quelques heures plus tard lors des pics de prix. Ce mécanisme d’arbitrage sera prépondérant dans les revenus batterie dans les années à venir. Actuellement, les services système (réserve primaire, secondaire teritiaire autrement appelées FCR, aFRR, mFRR) assurent la plupart des revenus mais ce sont des marchés peu profonds, ils seront donc rapidement cannibalisés.

Les spreads sur le day-ahead s’envolent ces deux derniers mois. Les prix, le 1er mai, ont atteint dans cette même journée -498€/MWh et + 104€/MWh. La batterie est payée 498€ pour charger 1 MWh (si elle fait 10 MWh, elle est payée dix fois plus), et revend ce même MWh 104€.

Des centaines de milliers d’euros de revenus annuels par mégawatt

Dans ces conditions, une batterie de 10 MWh peut générer plusieurs milliers d’euros en une seule journée. À l’échelle annuelle, les modèles économiques montrent qu’il est chaque fois rentable et possible de rembourser les Capex élevés. Selon le Clean Horizon Storage Index, un indice pour suivre la performance qu’aurait pu réaliser une batterie un mois donné, les batteries génèrent presque partout au moins 100 000 €/MW/an. Dans les marchés matures comme la France ou l’Allemagne, les revenus annuels atteignent 300 000 €/MW/an et peuvent atteindre entre 700 000 et 3,5 millions €/MW/an dans les pays baltes. On a même enregistré un pic au-dessus des 5 millions €/MW/an en Estonie pour une batterie 2 heures.

L’article Batteries stationnaires : les grandes gagnantes des prix négatifs de l’électricité est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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.

L’article Cette éolienne modulaire ambitionne de remplacer les groupes électrogènes diesel est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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.

L’article Cette éolienne offshore française va servir d’hôtel à poissons ! est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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.

L’article Cette célèbre marque française s’apprête à vendre des PAC fabriquées en France est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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.

L’article Ce fabricant européen d’éoliennes engrange des bénéfices records est apparu en premier sur Révolution Énergétique.