Beaucoup l’auront remarqué ces dernières semaines : un logement classé DPE A ou B ne garantit pas un intérieur supportable pendant la canicule. Historiquement, le DPE privilégie largement la bonne conservation de la chaleur l’hiver mais néglige le confort d’été. Un constat qui pose problème à l’heure du réchauffement climatique. 

Cela peut sembler surprenant mais des logements peu énergivores, rénovés et très bien notés par le DPE, peuvent être de vraies bouilloires thermiques en période caniculaire. À l’inverse, certains logements au moins bon DPE peuvent être plus confortables l’été avec leur conception, leurs volets ou leur inertie.

Créé pour évaluer la consommation d’énergie et les émissions de gaz à effet de serre d’un logement, le DPE répond à la question : combien d’énergie faut-il pour chauffer ? Il est vrai que depuis sa réforme de 2021, le DPE intègre une évaluation du confort d’été. Mais cela pèse peu dans le classement. Pourtant, l’enjeu est important car la lettre qui classe les logements de A à G est la première regardée par les vendeurs, acquéreurs et locataires. Peu de monde regarde la note du confort d’été.

Et le problème, c’est que les critères qui protègent d’une canicule ne sont pas exactement les mêmes que ceux qui permettent de réduire les besoins en chauffage. L’orientation des fenêtres, la présence de volets, la possibilité de créer une ventilation qui traverse l’appartement, l’inertie des matériaux ou la capacité du bâtiment à évacuer la chaleur accumulée sont autant d’éléments qui pèsent dans le confort estival.

Une solution à Lyon

Une grande baie vitrée exposée plein ouest sans store extérieur peut très bien rentrer dans la catégorie « appartement performant énergétiquement » mais être un calvaire en été. A l’inverse, une mauvaise gestion de l’inertie peut devenir très problématique en créant un phénomène de surchauffe. De la même manière, certains paramètres comme les ombrières au dessus des ouvertures sont des solutions simples, mais pas assez prises en compte, pour limiter la surchauffe des bâtiments.

À Lyon, la municipalité de l’écologiste Grégory Doucet veut contourner les failles du DPE (décidé nationalement) avec la notion de « bouilloires thermiques », que seraient 62% des appartements de la ville. Il travaille à un fond d’adaptation pour financer des volets, des brasseurs d’air, et faire évoluer les critères d’insalubrité des logements en intégrant « comme pour le plomb ou l’amiante, une trop grande exposition à la chaleur ».

L’article Canicule : le DPE ne sert à rien pour le confort d’été, ou presque est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Un quart de l’électricité européenne, 52 térawattheures (TWh), c’est gigantesque ce qu’a produit le solaire dans l’UE. Première source d’électricité, cette énergie renouvelable est déployée à tout va dans l’UE.

Dans un rapport publié par Ember le 14 juillet, on apprend que le photovoltaïque a généré 52 TWh d’électricité sur le seul mois de juin, c’est un quart de la production européenne. Mai était déjà un record avec 47 TWh (23 % du mix). En quatre ans, on observe un véritable boom : en juin 2022, le solaire ne fournissait encore que 26 TWh, (13 % du mix).

Avec ses 25%, le solaire a éclipsé les autres modes de production : le nucléaire à 21 %, le gaz à 15 %, l’éolien à 14 %, l’hydroélectricité à 12 % et enfin le charbon (8 %). Au total, les renouvelables ont couvert 55 % de l’électricité consommée dans l’Union européenne ce mois de juin.

L’Allemagne et l’Espagne leaders européens

Sans surprise, les marchés où le solaire s’est le plus développé sont l’Allemagne (où le solaire a produit 36 % de l’électricité en juin) et l’Espagne (34 %). La Belgique, les Pays-Bas et le Portugal ont aussi dépassé le tiers du mix. Dans plusieurs pays, Hongrie et les États baltes, le solaire a même approché la moitié du mix électrique mensuel même si leur contribution, en TWh, est marginale au niveau européen.

L’Europe a dû répondre à une vague de chaleur où les climatiseurs ont augmenté la demande. Le solaire a largement aidé même si nous relevions que le gaz prenait le relai en France pour notamment soutenir… ce même voisin allemand.

De son côté, la France est restée à la traîne. Selon RTE, le solaire a produit environ 4,4 TWh en juin, (11 % du mix). Il s’est classé deuxième source d’électricité ce mois-ci devant l’hydroélectricité (4,2 TWh).

L’article En juin, un quart de l’électricité européenne provenait du soleil est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le secteur des SMR bouillonne aux USA. Portés par une politique gouvernementale extrêmement favorable, les projets se multiplient, à l’image de celui porté par une jeune startup floridienne portant le nom d’AMPERA. Au programme : de l’impression 3D, du thorium et un réacteur pas plus gros qu’un conteneur maritime. 

Le secteur des SMR continue d’être porté par des acteurs privés qui ont l’ambition de démocratiser le nucléaire, grâce à des technologies de plus en plus accessibles.  C’est dans cette dynamique qu’on retrouve AMPERA. Encore inconnue il y a peu, cette startup floridienne a pris très au sérieux la notion d’industrialisation et imagine ses micro-réacteurs comme des « modules d’énergie » de la dimension de conteneurs maritimes, qui pourraient être expédiés un peu partout dans le monde. Ces modules se destinent à l’alimentation data center, de navires ou encore de sites isolés.

D’un point de vue technique, le micro-réacteur développé par AMPERA a plusieurs particularités qui le distinguent des autres technologies de SMR. D’une puissance comprise entre 15 et 30 MWe, il utilise du thorium comme combustible primaire, sous la forme de particules TRISO. Surtout, il fonctionne à un régime subcritique. Comprenez que son noyau ne peut générer par lui-même une réaction en chaîne. De ce fait, le réacteur est équipé de générateurs de neutrons externes qui fournissent en continu la quantité de neutrons nécessaires pour bombarder le thorium et en faire de l’uranium fissile. Cette technologie à générateur de neutrons permet non seulement de moduler facilement la puissance du réacteur, mais également de lui offrir une grande réactivité tout en conservant un haut niveau de sûreté.

L’impression 3D au coeur de l’industrialisation du procédé

En parallèle, AMPERA a imaginé son réacteur comme un conteneur maritime scellé pour une trentaine d’années, ce qui signifie qu’il ne nécessite aucun rechargement de combustible et aucune gestion des déchets durant cette période. D’ailleurs, la startup travaille à la mise au point d’un modèle de location et de contrôle du réacteur à distance pour simplifier au maximum la gestion du réacteur par le client final.

D’un point de vue industriel, AMPERA veut également innover pour atteindre la production de plus de 300 unités par an. Pour cela, elle mise sur la fabrication additive, et vient d’ailleurs de dévoiler un prototype de coeur du réacteur imprimé en 3D grâce à du carbure de silice. L’utilisation de la fabrication additive permet de réaliser une structure d’une grande complexité, ici décrite comme « un noyau gyroïde monolithique sphérique ». Cette forme offre un rapport volume/surface très élevé permettant de maximiser les échanges thermiques tout en homogénéisant la distribution des flux neutroniques. Pour finir, AMPERA mise une production d’électricité reposant sur un cycle fermé de type Brayton utilisant du CO2 supercritique. Il n’aurait, de ce fait, pas besoin d’eau pour fonctionner. Objectif : commercialiser ces modules nucléaires à partir de 2030.

L’article Cette startup inconnue veut imprimer des réacteurs nucléaires en 3D est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’enjeu était de taille : permettre le soutien financier de l’État pour déployer jusqu’à 11 GW d’éoliennes offshore. Après étude, la Commission Européenne vient de valider le programme de financement de l’AO10, d’un montant maximal de 63 milliards d’euros sur 25 ans. Ces 11 nouveaux projets devraient être attribués juste avant les prochaines élections présidentielles. 

Bien que le cahier des charges ait déjà été publié le 12 juin, la Commission européenne a autorisé a posteriori le dispositif d’aide publique associé au dixième appel d’offres français d’éolien en mer, l’AO10. Comme c’est un appel d’offre om l’Etat comblera l’écart entre le prix de vente et le tarif retenu dans le cadre de l’appel d’offre, c’est bien une aide publique conséquente.

L’avis de Bruxelles vient donc sécuriser l’aide la plus grande jamais autorisée en France dans l’éolien. Onze parcs éoliens répartis sur plusieurs façades maritimes, en mer du Nord, dans l’Atlantique et en Méditerranée, 11,1 GW et jusqu’à 47,8 TWh de production d’électricité chaque année (10,6 % de la consommation électrique française), les chiffres donnent le tournis.

Les futurs exploitants auront biddé un prix, remporté un ou plusieurs parcs à ce tarif (pouvant atteindre 100 €/MWh). Si les prix de marché passent sous ce niveau, l’État compensera l’écart. À l’inverse, si les prix dépassent ce seuil, les producteurs reverseront une partie des revenus supplémentaires aux pouvoirs publics (c’est quand même moins probable dans ce sens).

63 milliards d’euros : un plafond théorique mais qui ne devrait pas être atteint

Le montant annoncé par Bruxelles – jusqu’à 63 milliards d’euros – correspond au coût maximal potentiel du dispositif sur toute sa durée. Il ne s’agit pas d’une dépense immédiate de l’État mais d’un scénario extrême dans lequel les prix de l’électricité resteraient bas. Dans un scénario intermédiaire, le coût net pour les finances publiques serait compris entre 5 et 10 milliards d’euros. Si les prix de l’électricité restent élevés, le mécanisme pourrait même devenir favorable à l’État grâce aux reversements effectués par les producteurs.

En miroir, le gouvernement insiste sur les 35 milliards d’euros liés à la construction des parcs, 15 milliards pendant leur exploitation et environ 7 milliards de recettes fiscales qui seront générés, soit 57 milliards de retombées potentielles + 20 milliards d’euros à la charge de RTE. Même si le montant peut paraître démesuré, certains dans le secteur considèrent le tarif insuffisant sur l’éolien flottant. En Méditerranée par exemple et dans les zones où les fonds marins sont trop profonds pour des fondations classiques, la construction reste encore coûteuse et moins mature que l’éolien posé.

Avec cet appel d’offres, la France se rapprochera de l’objectif de 15 GW d’éolien en mer installés en 2035 (2 GW aujourd’hui).

L’article AO10 : La Commission Européenne valide le programme de financement français est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’attente aura été longue, mais l’enjeu est immense : permettre à la France d’atteindre le « zéro émission » en 2050. La Stratégie nationale bas carbone vient d’être dévoilée dans sa version définitive, de quoi permettre au pays de se mettre en mouvement vers un monde décarboné. 

Voilà une publication qui était attendue. Quelques mois après la Programmation pluriannuelle de l’énergie 3 (PPE3), c’est au tour de la Stratégie nationale bas carbone 3 d’être dévoilée. Le document, de plus de 700 pages, aura été travaillé et retravaillé à de très nombreuses reprises pour enfin atteindre une forme de consensus.

Il faut dire que la tâche est colossale : la SNBC 3 a la lourde responsabilité de dicter les objectifs de la France à court, moyen et long terme pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Elle a été rédigée avec 7 objectifs principaux en tête, à savoir :

• Réduire de 50% nos émissions sur le sol français par rapport à 1990,
• Atteindre la neutralité carbone en 2050,
• Garantir la souveraineté énergétique et sortir des énergies fossiles (fin du charbon 2030, fin du pétrole d’ici 2045 et fin du gaz fossile en 2050),
• Réduire l’empreinte carbone de la France,
• Garantir une transition juste et soutenable socialement et économiquement,
• Consolider les puits de carbone naturels,
• Réduire notre consommation d’énergie finale.

Pour avoir une chance d’atteindre ces objectifs, ce sont tous les secteurs d’activité qui sont concernés : énergie, transport, bâtiment, industrie. Chaque secteur à sa feuille de route à suivre avec des objectifs propres d’ici 2030, puis 2050. Dans le domaine de l’énergie, qui nous intéresse le plus, le constat est simple : la production et la transformation d’énergie en France a émis 31 Mt de CO2e en 2024, ce qui représente 8% des émissions brutes du pays. Ces émissions devront être réduites de 69% d’ici 2030 par rapport à leur niveau de 1990, puis de 96% d’ici 2050.

La neutralité carbone d’ici 2050, un objectif encore atteignable ?

Sur la papier, la SNBC3 affiche des objectifs très ambitieux. Mais si l’État et les différents secteurs d’activité savent désormais à quoi s’en tenir et comment avancer, rien ne garantit la réussite de cette stratégie. L’atteinte de la neutralité carbone notamment par des objectifs annuels de réduction des émissions de CO2, à savoir :

• 3% de réduction par an entre 2017 et 2024,
• 5% de réduction par an entre 2024 et 2030,
• 7% de réduction par an entre 2030 et 2050.

Pour l’heure, le constat est plus que moyen : on a observé une première baisse des émissions en 2018, et qui ont augmenté jusqu’à atteindre des records en 2022 et 2023 avec des réductions d’émissions de 3,9% et 6,8%. Mais depuis, ces baisses restent inférieures à 2%, soit bien moins que l’objectif. En 2025, on n’a constaté qu’une réduction de 1,4% de réduction du CO2. Pour espérer garder le cap, il est donc urgent d’accélérer la transition et notamment d’électrifier les usages, sans quoi la neutralité carbone ne pourra être atteinte en 2050.

L’article SNBC3 : la stratégie nationale bas carbone se dévoile enfin avec des objectifs très ambitieux est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Alors que la situation géopolitique est plus complexe que jamais au Moyen-Orient, l’Union Européenne s’organise pour retrouver son indépendance énergétique. Sans surprise, c’est sur l’électricité que reposent tous les espoirs du Vieux Continent. 

La Guerre en Iran continue de bouleverser l’échiquier énergétique mondial. Pendant que la crise du détroit d’Ormuz dicte le prix des énergies fossiles partout à travers le monde, l’Europe réfléchit à des solutions pour retrouver son indépendance et ne plus subir ce type de situation. Il faut dire qu’au-delà l’aspect stratégique, l’impact financier de cette situation est très élevé. Depuis la fin du mois de février, les importations européennes de gaz et de pétrole ont coûté 50 milliards d’euros de plus que d’habitude à l’Europe ! Ce n’est pas prêt de s’améliorer, car malgré un mémorandum d’entente signé en juin 2026 entre l’Iran et les États-Unis, la situation est de nouveau crispée, et les échanges de frappes ont repris.

Selon Reuters, l’Union Européenne miserait donc beaucoup sur l’électrification des usages, et préparerait un plan en ce sens. Ce plan, dont la publication devrait avoir lieu le 17 juillet, va comprendre une série de mesures politiques et de programmes de financements destinés à orienter l’économie vers l’électricité au détriment du pétrole et du gaz.

Véhicules électriques, pompes à chaleur et électrification des processus industriels

Techniquement, ce plan devrait se matérialiser par un objectif de part minimal d’électricité dans la consommation d’énergie finale dans l’Union Européenne d’ici 2040. Pour le moment, aucun pourcentage n’a été dévoilé, sans doute parce que les discussions à ce sujet se poursuivent encore.

L’objectif de ce plan est simple : faciliter le basculement vers l’électrification, malgré des investissements initiaux souvent plus élevés qu’avec les énergies fossiles. Pour y parvenir, plusieurs mesures sont envisagées comme l’obligation d’installer des pompes à chaleur dans les bâtiments publics, ou permettre la baisse de la TVA sur certains produits comme les batteries domestiques, les voitures électriques ou les pompes à chaleur. Dans un second temps, des appels d’offres pourraient être lancés pour financer des projets industriels produisant de la chaleur décarbonée.

L’article L’UE veut plus que jamais accélérer son électrification pour retrouver son indépendance est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Augmenter la production photovoltaïque grâce à un simple film réfléchissant, c’est en substance ce que propose une startup canadienne. Bien décidée à révolutionner le secteur tout entier, elle s’apprête à vendre la licence de sa technologie aux plus grands fabricants mondiaux. 

Voilà maintenant des décennies que les chercheurs du monde entier tentent de mettre au point les panneaux photovoltaïques les plus efficaces possibles. Mais ils doivent composer avec un obstacle qui paraît infranchissable : la limite de Shockley-Queisser. Cette dernière fixe l’efficacité théorique maximale d’une cellule solaire à jonction unique, approchant les 30%.

Face à cette difficulté, l’entreprise québécoise Reflect10 a choisi une approche radicalement différente, qui lui aurait permis d’obtenir une production d’électricité 20% supérieure à un panneau solaire classique.

Améliorer l’architecture des modules, plutôt que le rendement des cellules

Cette approche consiste à se concentrer sur l’architecture des modules photovoltaïques plutôt que sur la structure des cellules en tant que telles. Reflect10 propose ainsi l’intégration d’une surface réfléchissante à la géométrie complexe dans les modules photovoltaïques, ce qui permet une capture accrue des photons sans avoir à augmenter la surface totale du panneau. C’est ce qu’elle appelle la « Réflectricité ».

L’entreprise reste volontairement floue sur les détails techniques de sa solution, car cette dernière est protégée par trois demandes de brevets. Outre de nombreuses simulations informatiques, l’entreprise a mené deux campagnes de tests en conditions réelles à la fin de l’été 2025 et en mai 2026 au Canada et au Maroc. Les résultats, encourageants, ont même été analysé et confirmés par l’Institut photovoltaïque d’Île de France (IPVF).

Ce dernier a indiqué que la technologie reposait sur le régime de l’optique géométrique, régi par les lois de Snell-Descartes. Toujours selon l’institut français, les gains calculés sont non seulement intéressants, mais ont en plus l’avantage de ne pas être spécifiques à l’échelle de test choisie. Autrement dit, ils sont transposables à des installations plus grandes. Outre l’IPVF, l’Institut national d’optique du Canada a également rendu un avis scientifique favorable.

Un gain important à des moments cruciaux

Sur le papier, cette nouvelle technologie affiche de nombreux avantages. D’abord, elle est transposable à toutes les technologies de cellules du marché, et pourrait s’adapter parfaitement au repowering des parcs existants.

Elle a également l’avantage d’augmenter significativement la production d’électricité quand le soleil est plus rasant, à savoir le matin et en fin de journée. Lors de cette période, la production mesurée a presque triplé par rapport à une solution classique. En parallèle, cette technologie permet une hausse de 19% de la production sous lumière diffuse, notamment par temps nuageux.

L’article Cette entreprise mise sur la « réflectricité » pour augmenter la production d’énergie solaire est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Longtemps perçu comme une charge, le toit devient aujourd’hui un levier de valorisation immobilière concret. La toiture photovoltaïque s’impose comme une solution prisée des propriétaires et investisseurs soucieux de rentabiliser leur patrimoine.

Un toit représente en moyenne 30 % du coût de construction d’un bâtiment. Pourtant, pendant des décennies, il n’a été considéré que comme une dépense : entretien, réfection, isolation. Ce paradigme évolue sensiblement depuis que les installations solaires ont quitté le domaine de l’expérimental pour entrer dans celui de la gestion patrimoniale courante. Pour les propriétaires qui cherchent à optimiser la valeur de leur bien tout en réduisant leurs charges, la question du toit comme surface productive mérite d’être posée sérieusement.

Cette évolution ne concerne pas uniquement les foyers engagés dans une démarche environnementale. Elle touche désormais des profils d’investisseurs bien plus variés : propriétaires bailleurs souhaitant améliorer la performance énergétique de leurs actifs, particuliers en résidence principale cherchant à sécuriser une partie de leurs dépenses courantes, ou encore acquéreurs attentifs à la valeur verte d’un bien au moment de la revente.

Du passif au productif : comment le toit change de statut

Dans la comptabilité d’un bien immobilier, les surfaces non habitables ont longtemps été classées dans la colonne des charges. La toiture, en particulier, concentre des postes de dépenses récurrents : étanchéité, isolation thermique, remplacement de tuiles ou de bardage. L’installation d’une toiture photovoltaïque modifie cette logique en faisant de cette surface un outil de production d’énergie, donc une source potentielle de revenus ou d’économies mesurables.

Le principe est connu : les panneaux solaires convertissent le rayonnement solaire en électricité. Mais ce qui a changé ces dernières années, c’est la maturité du modèle économique. Les coûts d’installation ont fortement baissé au fil des évolutions technologiques et de l’industrialisation de la filière, tandis que les mécanismes de valorisation de l’énergie produite se sont précisés. Un propriétaire peut aujourd’hui soit consommer directement l’électricité générée (autoconsommation), soit revendre le surplus au réseau, soit combiner les deux approches selon sa situation.

Ce changement de statut du toit n’est pas qu’une métaphore. Sur le plan comptable, une installation photovoltaïque peut être amortie dans le temps, et les économies générées sur la facture d’électricité constituent un flux financier réel, quantifiable, qui entre directement dans le calcul du rendement global d’un bien.

Impact sur la valeur verte et l’attractivité locative

Le marché immobilier intègre de plus en plus les critères de performance énergétique dans la valorisation des biens. Le diagnostic de performance énergétique (DPE) est devenu un outil central dans les transactions, avec des effets directs sur le prix de vente et la facilité à louer. Les logements classés F ou G subissent des contraintes croissantes sur le marché locatif, tandis que les biens économes en énergie bénéficient d’une prime à la revente qui tend à s’accentuer.

Dans ce contexte, une toiture équipée de panneaux solaires contribue à améliorer le profil énergétique d’un bien. L’énergie autoproduite réduit les besoins en énergie du réseau, ce qui peut avoir un impact positif sur le DPE selon la configuration de l’installation et le niveau de consommation du logement. Pour un propriétaire bailleur, cet argument se double d’un avantage concurrentiel réel : un bien avec des charges réduites attire des locataires plus facilement et peut justifier un loyer légèrement supérieur dans certains segments du marché.

Au-delà du DPE, la notion de « valeur verte » gagne du terrain dans les estimations immobilières. Plusieurs études menées en Europe sur ces dernières années montrent que les biens dotés d’équipements de production d’énergie renouvelable affichent des prix de vente supérieurs à ceux du marché local dans des proportions variables selon la région, la taille de l’installation et le profil des acheteurs. Ce différentiel, même modeste, représente un retour sur investissement supplémentaire à prendre en compte dans le calcul global.

Les critères techniques qui conditionnent la rentabilité

L’intérêt patrimonial d’une installation solaire dépend étroitement de plusieurs paramètres techniques qu’il convient d’évaluer avant tout projet. L’orientation du toit est le premier facteur déterminant : une exposition plein sud offre le rendement maximal, mais des orientations est-ouest peuvent également être exploitées avec des résultats satisfaisants selon la latitude et l’inclinaison.

La surface disponible conditionne la puissance installable et donc le volume d’énergie potentiellement produit. Un toit encombré de velux, de cheminées ou de structures diverses réduira mécaniquement la surface exploitable. L’état général de la toiture constitue également un point de vigilance : une installation sur une couverture vétuste nécessitera des travaux préalables, ce qui impacte le budget global et le délai de retour sur investissement.

• Orientation et inclinaison du toit
• Surface nette disponible (hors obstacles)
• État de la charpente et de la couverture existante
• Niveau de consommation électrique du foyer ou du bien
• Accès au réseau et conditions de raccordement

Le choix entre autoconsommation totale, autoconsommation avec revente du surplus, ou vente totale de la production dépend du profil de consommation et des tarifs en vigueur au moment de l’installation. Ces paramètres évoluent régulièrement, ce qui rend l’accompagnement par un spécialiste particulièrement utile pour modéliser les scénarios les plus adaptés à chaque situation.

Financement et retour sur investissement : ce qu’il faut anticiper

Le coût d’une installation photovoltaïque varie selon la puissance installée, la complexité du chantier et les équipements choisis. Des aides publiques existent pour soutenir ce type de projet, qu’il s’agisse de crédits d’impôt, de primes à l’autoconsommation versées par l’État via les gestionnaires de réseau, ou encore d’éco-prêts à taux zéro dans certaines configurations. Ces dispositifs réduisent le reste à charge initial et améliorent mécaniquement le délai de retour sur investissement.

Ce délai, souvent évoqué comme critère de décision, se situe généralement entre huit et quinze ans selon les configurations, ce qui est tout à fait cohérent avec l’horizon de détention habituel d’un bien immobilier. Sur une durée de vie estimée des panneaux à vingt-cinq ou trente ans, la période productive post-amortissement représente donc une fenêtre économiquement favorable pour le propriétaire.

Pour les investisseurs qui raisonnent en termes de rendement net, l’équation mérite d’être calculée de façon rigoureuse : coût total de l’installation (matériaux, pose, raccordement), économies annuelles sur la facture électrique, revenus éventuels de revente du surplus, gain potentiel sur la valeur de revente du bien. Ce calcul, mené avec un accompagnement spécialisé, permet d’objectiver la décision au-delà des arguments de principe.

En résumé

La toiture photovoltaïque ne relève plus d’une démarche marginale ou purement militante. Elle s’inscrit aujourd’hui dans une logique de gestion patrimoniale rationnelle, portée par la convergence de plusieurs tendances : hausse durable des prix de l’énergie, durcissement des exigences réglementaires sur la performance énergétique des logements, et appétit croissant des acheteurs pour les biens à faibles charges.

Pour un propriétaire ou un investisseur, la question n’est plus tant de savoir si l’installation solaire est une bonne idée en théorie, mais de déterminer dans quelles conditions elle est pertinente pour son bien spécifique. L’orientation, la surface, le profil de consommation et l’horizon de détention sont les variables clés d’un arbitrage qui mérite une analyse sérieuse plutôt qu’une décision par défaut.

Chaque situation étant différente, faire appel à un professionnel pour réaliser une étude personnalisée reste la démarche la plus fiable pour estimer concrètement ce que peut rapporter un toit que l’on n’a, jusqu’ici, fait que protéger.

L’article Toiture photovoltaïque : transformer son toit en actif patrimonial est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La France et la Belgique associent leurs forces en matière d’hydrogène vert, à travers John Cockerill et sa filiale McPhy. Objectif : rendre cet technologie inéluctable pour la transition énergétique européenne grâce à un tout nouvel électrolyseur innovant. 

L’histoire de l’entreprise française McPhy, pionnière de l’hydrogène vert, aurait pu s’arrêter en juillet 2025, moins de deux ans après l’inauguration d’une gigafactory flambant neuve. Du fait de mauvais résultats financiers, consécutifs d’un marché encore poussif, l’entreprise est placée en liquidation judiciaire. Heureusement, une partie de ses activités sont rachetées par le belge John Cockerill Hydrogen, notamment la gigafactory située à Belfort.

Un an plus tard, John Cockerill Hydrogen vient de présenter dans l’usine de Belfort un prototype de stack d’électrolyse de 5 MW, fruit d’un an de travail entre les équipes des deux entités. Cet équipement innovant impressionne, avec ses 7 mètres de long pour 2 mètres de diamètre et 30 tonnes sur la balance.

Il s’agit du coeur de l’électrolyseur, qui a la particularité d’embarquer des cellules en polymère plutôt qu’en acier. Ce choix de matériau permet au stack de mieux réagir dans le temps à la potasse, un élément essentiel de l’électrolyseur, mais extrêmement corrosif. Si les prochains essais de ce stack sont concluants, sa commercialisation pourrait débuter dès la fin de l’année. Une ligne de production sur-mesure lui sera dédiée pour permettre une fabrication 100% française.

Une filière qui lutte toujours pour sa démocratisation

John Cockerill Hydrogen a bien conscience qu’il joue gros en reprenant McPhy et en misant sur le développement de l’hydrogène vert. En effet, si ce dernier est évoqué depuis de nombreuses années comme étant l’une des solutions à la transition énergétique, la réalité est beaucoup moins flatteuse.

D’un côté, l’hydrogène vert peine à concurrencer l’hydrogène gris encore 3 fois moins cher, tandis que l’hydrogène naturel est de plus en plus plébiscité. D’ailleurs, l’est de la France disposerait de réserves colossales. Pour se donner toutes les chances de réussir, John Cockerill Hydrogen doit donc limiter les coûts par tous les moyens possibles, notamment en permettant un assemblage entièrement automatisé, qui entraîne une réduction de 15% le coût total de chaque électrolyseur.

Outre l’innovation et la poursuite d’un coût de production toujours plus faible, l’hydrogène vert nécessitera vraisemblablement le soutien de l’Europe pour s’imposer dans le paysage de la transition énergétique.

L’article Hydrogène vert : La gigafactory McPhy renaît déjà de ses cendres est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les effets de la canicule se font de plus en plus ressentir, même auprès d’EDF. L’énergéticien français a notamment été contraint de réduire sa puissance nucléaire de près de 9 GW à cause des fortes chaleurs. À Bugey, EDF a mis en place une stratégie différente pour assurer la sécurité du réseau électrique, en obtenant une dérogation concernant la température de ses rejets dans le Rhône. 

Depuis quelques mois, les vagues de chaleur s’enchaînent sur tout l’Hexagone. Et si EDF et RTE ont tenu un discours rassurant jusqu’ici, plusieurs signaux d’alarme ont été tiré. Du fait de l’épisode caniculaire actuel, la puissance du parc nucléaire a été réduire de 14% au total. Au niveau de la centrale du Bugey, EDF a été autorisé à dépasser les seuils réglementaires de rejets d’eau chaude dans le Rhône.

En temps normal, la température de l’eau rejetée dans le Rhône ne doit pas dépasser une température de 26°C entre juin et septembre. EDF a proposé d’augmenter cette température de 1°C. Sans modification de cette température, EDF serait contraint de diminuer la production électrique des réacteurs n°3, n°4 et et n°5, voire même de les arrêter afin de limiter l’échauffement du Rhône. Mais leur fonctionnement est requis par le gestionnaire du réseau de transport d’électricité (RTE) pour assurer la sécurité du réseau électrique. D’ailleurs, le ministère chargé de l’énergie a confirmé cette nécessité. Cette dérogation est prévue jusqu’au 20 juillet inclus.

Des dérogations déjà accordées en 2003, 2006 et 2022

Les quatres réacteurs opérationnels de la centrale de Bugey ont tous été mis en service à la fin des années 70, et appartiennent au palier CP0. Ils affichent tous les 4 une puissance nette proche des 900 MWe. Mais si leur conception est très proche concernant la partie nucléaire, leurs systèmes de refroidissement divergent. Les réacteurs n°2 et n°3 disposent d’un circuit de refroidissement « ouvert », ce qui signifie qu’ils sont directement refroidis par l’eau du Rhône. Les réacteurs n°4 et n°5 sont refroidis par l’air, au moyen de quatre tours aéroréfrigérantes de 128 mètres de haut. De ce fait, ce sont principalement les réacteurs à circuits ouvert qui contribuent le plus à l’échauffement du Rhône. À pleine puissance, les 4 réacteurs prélèvent 90 m3/s, et restituent 89 m3/s, ce qui représente presque 45% du débit total du fleuve.

Ce type de dérogation n’est pas une nouveauté puisqu’elle a déjà été accordée en 2003, 2006 et 2022. Face à la tendance générale au réchauffement, et pour que cette dérogation ne devienne pas habituelle, EDF travaille actuellement sur un plan d’adaptation. L’électricien souhaite investir 8,7 milliards d’euros sur 15 ans pour adapter son parc au réchauffement climatique.

L’article Canicule : la centrale de Bugey obtient une dérogation environnementale pour continuer de fonctionner est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Malgré le déploiement progressif d’alternatives moins carbonées (comme le biogaz), le gaz devrait connaître une importante baisse de consommation au cours des prochaines décennies. Pour accompagner ce déclin de consommation dans les meilleures conditions possibles, la CRE travaille sur différents scénarios. L’une des solutions consiste à supprimer des portions de réseaux quand elles ne sont plus utilisées. 

Pour la CRE, la gestion du réseau de distribution de gaz jusqu’en 2050 a des allures de casse-tête. Transition énergétique oblige, la consommation devrait décliner au cours des trois prochaines décennies. Mais malgré ce déclin potentiel, l’institution française a la lourde tâche d’organiser le marché pour permettre le maintien d’un tarif incitatif pour les utilisateurs actuels, rendre possible les investissements afin de maintenir l’état du réseau, et ne pas rogner sur les tarifs des futurs utilisateurs.

Dans un rapport publié le 1er juillet, la Commission de régulation de l’énergie a présenté les pistes qu’elle compte explorer à ce sujet, pour tenter d’enrayer l’effet ciseau. Si rien n’est fait, le coût des infrastructures devrait rester stable, mais sera réparti sur un moins grand nombre de clients, qui devront donc payer de plus en plus cher.

L’une des solutions évoquées consiste à rendre possible la fermeture progressive de certaines portions de réseau. Aujourd’hui, GRDF, qui gère le réseau, ne peut pas déraccorder un client de sa propre initiative, même lorsque le maintien du raccordement ne se justifie plus. De ce fait, un logement dans lequel le gaz n’est utilisé que pour la consommation peut entraîner le maintien de toute une portion de réseau. La CRE veut permettre le repli du réseau là où il n’a plus d’avenir. Organisée par un cadre juridique, cette gestion reposerait sur trois principes fondamentaux :

• Un déclenchement justifié par un réinvestissement nécessaire, mais très lourd pour une portion peu utilisée,
• L’existence d’une alternative énergétique viable comme l’électricité ou le réseau de chaleur,
• Un effort de prévenance et un accompagnement soutenu pour permettre aux consommateurs de basculer sur une autre énergie dans les meilleures conditions possibles.

La commission a déjà repéré les zones les plus propices à un réseau, avec notamment une énergie de substitution. Évidemment, certains consommateurs seront protégés de ce système comme les industries pour lesquelles le gaz est difficile à remplacer.

10 milliards d’euros nécessaires au démantèlement du réseau gaz ?

Toujours dans l’objectif d’anticiper le cadre juridique qui englobe la distribution de gaz en France, la CRE a également étudié ce que pourrait coûter le démantèlement du réseau gaz d’ici 2050. Selon les scénarios envisagés, ce coût pourrait s’élever à 10 milliards d’euros pour mettre en sécurité le réseau, déposer les canalisations et sécuriser les branchements. Comme ces coûts n’apparaissent qu’à la fermeture des ouvrages, leur ampleur dépend du nombre de consommateurs de gaz restant en 2050.

Si cette projection n’est en aucun cas un programme de démantèlement, elle permet de se poser une question cruciale : qui paiera la facture de ce démantèlement ? Pour éviter que seuls les opérateurs du réseau aient cette charge économique, la CRE envisage de provisionner ces coûts en avance via le tarif du gaz, ou encore de faire appel à un financement externe comme le budget de l’État.

L’article La CRE cherche la bonne formule pour maintenir le réseau gaz jusqu’en 2050 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le gouvernement continue de vouloir favoriser l’électricité au détriment des énergies fossiles. Dans cette dynamique, le coefficient de conversion de l’électricité va passer de 1,9 à 1,7 pour le Diagnostic de performance énergétique (DPE). Cette évolution réduit considérablement l’écart de considération avec le gaz qui est toujours moins taxé et mieux considéré. La mesure devrait être appliquée à partir du 1er janvier 2027. 

Le projet d’arrêté sera examiné le 23 juillet par le Conseil supérieur de l’énergie pour faire passer le coefficient de conversion de l’électricité en énergie primaire à 1,7. Après l’avoir ramené de 2,3 à 1,9 au 1er janvier 2026, l’exécutif jugeait déjà que la méthode de calcul continuait à pénaliser les logements chauffés à l’électricité face au gaz. Lors de la présentation de son plan d’électrification, le 23 avril, il avait annoncé vouloir descendre « autour de 1,7 ». La promesse est tenue, mais diable que ce fut long.

En abaissant ce coefficient, la consommation d’énergie primaire des logements électriques diminue mécaniquement et leur étiquette du DPE s’améliore. Selon la fiche d’impact adossée au projet d’arrêté, la réforme fera sortir autour de 125 000 logements du parc locatif privé du statut de passoire thermique. Sur les résidences principales, 300 000 logements ne seraient plus classés F ou G. Cela fait plus d’un tiers au total des passoires chauffées à l’électricité qui changeraient ainsi de catégorie. Pour tous les diagnostics réalisés depuis juillet 2021, une attestation mettant à jour automatiquement la nouvelle étiquette sera disponible gratuitement sur l’Observatoire DPE-Audit de l’ADEME à partir du 1er janvier 2027.

Les sénateurs ne semblent pas comprendre le besoin de différencier gaz et électricité

C’est stratégique pour ces logements. Ceux qui sortiront des classes F ou G échapperont notamment au gel des loyers prévu par la loi Climat et Résilience. Les bailleurs concernés pourront à nouveau appliquer l’indexation annuelle ou revaloriser le loyer lors d’une relocation. Hasard du calendrier ou pas, cette réforme intervient alors que le Parlement s’apprête lui aussi à desserrer l’étau sur les passoires thermiques. Le 8 juillet, le Sénat a adopté un projet de loi autorisant, sous conditions, la poursuite de la location de logements classés F ou G si leur propriétaire s’engage à réaliser des travaux dans un délai de trois à cinq ans. Mais cette mesure concerne aussi le gaz, accroissant par-là l’inégalité réduite par l’abaissement du coefficient qui nous intéresse.

L’article Une nouvelle mise à jour du DPE va favoriser l’électricité est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La construction de nouveaux réacteurs n’est pas un long fleuve tranquille, en particulier en France. Le programme EPR2 est d’une grande complexité technique, mais aussi administrative. Preuve en est : le programme est étudié à la loupe par la Commission Européenne, qui veille au respect de la concurrence. D’ailleurs, les contrats à long terme souhaités par EDF iraient à l’encontre du marché de l’énergie. 

Officiellement, le projet des 6 EPR2 suit son cours. Mais en coulisse, le passage par la case Commission Européenne engendre des tensions qui persistent. Le projet français vient d’être évalué par la Commission Européenne, qui a notamment analysé en détails trois mécanismes considérés comme des aides de l’État pour mener à bien le projet, à savoir :

• Le prêt bonifié. 60% des coûts de construction devraient être issus d’un prêt financé par le Fonds d’épargne géré par les Caisse des Dépôts et consignations. Son montant est estimé à 44 milliards d’euros.
• Le Contrat pour Différence. Chaque réacteur fait l’objectif d’un CfD pour 40 ans à partir de sa date de mise en service, avec un prix de référence estimé entre 85 et 115€/MWh.
• Le partage des risques. La France prévoit un mécanisme des partage des risques pour protéger la société spécialement créée pour la construction des réacteurs. Si la société en question est exposée à certains risques, elle pourra bénéficier d’une compensation.

De manière générale, la Commission Européenne a émis des réserves concernant la nécessité de proportionnalité de l’aide et de possibles effets négatifs sur la concurrence. Elle veut, en effet, privilégier à tout prix le marché, tandis que la France veut mettre en place des contrats à long terme pour vendre l’électricité de ses réacteurs. Selon les Echos, une personne proche du dossier aurait déclaré : « La Direction de la concurrence à Bruxelles ne bouge pas d’un iota. A un moment, ça risque de bloquer si elle reste sur sa logique idéologique de concurrence pure et parfaite, contre les monopoles historiques ».

Un planning déjà mis à rude épreuve

Sans accord trouvé dans les prochaines semaines, c’est tout le planning de construction des EPR2 qui pourrait être décalé. Pour l’heure, la prochaine étape concerne la décision finale d’investissement qui devrait être connue d’ici la fin 2026. Ensuite, le rythme devrait être extrêmement soutenu pour espérer la mise en service du premier EPR2 d’ici 2038 à Penly.

D’ailleurs, face au fiasco chronologique de l’EPR de Flamanville, la gestion des délais d’EDF est plus que jamais scrutée au microscope. L’électricien français doit pouvoir montrer son savoir-faire, en France, mais aussi à l‘étranger. Reste désormais à savoir si un accord va pouvoir être trouvé avant qu’il ne soit trop tard.

L’article EPR2 : les désaccords persistent entre la France et la Commission Européenne est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le développeur Photosol a inauguré la deuxième centrale solaire la plus puissante de France à Creil, dans l’Oise, sur l’ancienne base militaire BA110. Elle affiche près de 202 MWc grâce à ses 330 000 panneaux photovoltaïques.

La reconversion des friches militaires en sites de production d’énergie renouvelable a fonctionné avec Photosol, pour déployer la deuxième plus grande centrale solaire française. 202 mégawatts crête (MWc), la plaçant juste derrière celle de Cestas et ses 300 MWc. L’ancienne base aérienne 110 se prête bien à accueillir des panneaux solaire, au vu de sa taille et son artificialisation. Le parc s’y déploie sur 147 hectares avec ses 332 000 panneaux. Mis en service progressivement depuis avril, il devrait produire près de 200 GWh d’électricité par an.
Il trouve sa naissance avec le plan gouvernemental « Place au Soleil » lancé en 2018 (c’est dire s’il a été lancé il y a longtemps !) qui encourageait à l’époque le développement de centrales renouvelables sur le patrimoine de l’État. À l’issue d’un appel à manifestation d’intérêt du ministère des Armées, Photosol a été retenu en 2020 pour développer le site dans le cadre du 4e AO PPE2.

Après plusieurs années d’études environnementales, de procédures administratives et de travaux de raccordement, la centrale entre aujourd’hui en exploitation commerciale. L’investissement d’environ 150 millions d’euros a été soutenu par Bpifrance et Caisse d’Epargne avec un contrat d’achat de l’électricité (PPA) sur vingt ans.

Les difficultés de l’époque sont partiellement levées aujourd’hui

Aujourd’hui, les parcs PV ont du mal à trouver du foncier, sans parler de la baisse des volumes appelés dans les AO. Les contraintes à respecter sont nombreuses. D’ailleurs, un autre projet est actuellement bloqué en Gironde, Horizeo, car il artificialise une grande parcelle et ne respecte pas la loi Zéro artificialisation nette. De ce fait, les mairies sont souvent vent debout contre les panneaux solaires…
Du côté de Creil, le projet a mis du temps à sortir de terre. Photosol justifie son retard (6 ans de développement) par les délais d’instruction du permis de construire et « l’intégration de l’ensemble des exigences environnementales et réglementaires ».

L’article La deuxième plus grande centrale solaire de France vient d’être inaugurée est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

C’est désormais presque une habitude : la France vient de battre un record d’exportation de son électricité, cette fois sur un semestre, avec 51 TWh fournis aux voisins. Comme toujours, ce chiffre est à la fois encourageant et inquiétant sur le mix électrique de la France. 

La France a exporté 51 térawattheures (TWh) d’électricité au premier semestre 2026. Si 2025 était historique, avec 92 TWh exportés sur l’année, le premier semestre dépasse de loin la moitié de ce record.Nous ferons le bilan en décembre 2026, sans nul doute marquera une nouvelle année record. Un nucléaire en forme, des prix plutôt bas et des voisins subissant une dunkelflaute, à savoir une période sans soleil ni vent, en particulier en Allemagne, et les électrons fusent dans les réseaux voisins.

Thomas Veyrenc, membre du directoire de RTE, l’explique aussi par la progression du solaire, dans une moindre mesure. « L’effet du développement des renouvelables ajouté au nucléaire demeure essentiellement additif : plus de production, qui remplace des productions fossiles en France et en Europe, davantage d’exports tant que la consommation n’augmente pas ». Allemagne-Belgique (14 TWh), Italie (14 TWh), Royaume-Uni (12 TWh) sont les pays vers lesquels nous exportons et très légèrement importateur depuis l’Espagne (-1 TWh). Combiné à cela une demande atone, qui ne décolle pas et reste inférieure au niveau pré-covid, c’est le mix parfait pour envoyer près de 10% de notre production à l’étranger.

Bientôt plus exportateurs ?

Certes, Thomas Veyrenc salue, dans un post LinkedIn, le marqueur d’une électricité compétitive et décarbonée. Il ne perçoit pas cette situation comme une fragilité mais comme une capacité disponible pour accompagner une large électrification des usages sans tension sur l’approvisionnement. Les excédents seraient donc stratégiques : l’énergie est là, elle attend sa demande.

Mais en réalité c’est révélateur d’un problème. Le plan d’électrification prévu pour l’été devra y répondre. Est-ce désormais le moment de subventionner la demande après des années de subvention de la production ? Aide au raccordement, à la conversion des industries etc, le plan se fait attendre et sera décisif. A terme, même si le pactole actuel est satisfaisant, ne plus être exportateur à ce niveau-là serait le signe d’une électrification en bonne voie.

L’article La France bat (encore) son record d’exportation d’électricité sur un semestre est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Ce sera plus long que prévu. Au 1ᵉʳ juillet, tous les parkings des grands centres commerciaux devaient permettre la production d’énergie solaire tout en proposant de l’ombre aux automobilistes. Mais finalement, un dixième d’entre eux sont équipés. Une situation qui pourrait engendrer des amendes pouvant atteindre 40 000 € par an. 

On voit des chantiers fleurir un peu partout en France depuis quelques mois, mais ce n’est pas suffisant. L’article 40 de la loi relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables, promulguée en mars 2023, stipule que la totalité des parkings de plus de 10 000 mètres carrés doit être dotée d’ombrières photovoltaïques depuis le 1ᵉʳ juillet 2026. Pourtant, il semblerait que seulement 10 à 15 % d’entre eux soient réellement équipés.

L’année dernière, une modification de la loi devait en théorie faciliter son application. L’article de loi original obligeait une couverture de 50 % de la surface des parkings avec des ombrières photovoltaïques. Désormais, tout ou partie de cette surface peut être équipée par de la végétalisation capable d’assurer de l’ombre. Néanmoins, cette modification a amplifié l’incertitude législative qui entoure la solarisation des parkings.

Jusqu’à 40 000 € d’amende par an

Les principaux acteurs de la grande distribution ont régulièrement rappelé leur opposition à cette loi de solarisation des parkings. Dans la pratique, cette dernière nécessite la mobilisation d’importantes zones foncières pendant 15 ans à 20 ans, pour les sociétés en charge des ombrières.

Toujours est-il que les différentes entreprises concernées vont devoir se rattraper rapidement, car l’amende peut monter à 40 000 € par an pour les parkings dépassant les 10 000 m². Par exemple, Carrefour a récemment indiqué à l’AFP avoir lancé 80 chantiers sur ces derniers mois, et obtenu 160 permis de construire. Rappelons que les propriétaires de parkings de moyenne surface, entre 1 500 et 10 000 m², ont jusqu’en juillet 2028 pour installer leurs propres ombrières photovoltaïques.

Si l’application de cette loi se montre plus laborieuse que prévu, l’installation de ces ombrières photovoltaïques a plus de sens que jamais. En plus de participer à hauteur de 20% à 30% de la consommation électrique des enseignes concernées, l’ombrage créé participe à l’adaptation des zones urbaines au bouleversement climatique.

L’article Les ombrières photovoltaïques sur parkings ne sont pas aussi nombreuses que prévu est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La nature a de la ressource, et nous le prouve tous les jours ! Il y a plus de 30 ans, plusieurs pays décidaient de déverser des centaines de milliers de fûts radioactifs dans les fonds marins pour s’en débarrasser, laissant ainsi présager le pire. Finalement, si une partie de ces fûts est dans un état désastreux, la biodiversité des fonds marins ne s’est pas arrêtée pour autant. Un signal encourageant pour l’avenir. 

L’été dernier, le navire océanographique français « Atalante » appareillait pour le nord-ouest de l’océan Atlantique afin de repérer quelques-uns des 200 000 fûts radioactifs qui avaient été jetés dans les fonds marins entre 1950 et 1990. Pour mener à bien cette mission, le navire avait été équipé de l’engin sous-marin UlyX pour faire un repérage précis et mettre en évidence des zones de grand intérêt.

En juin de cette année, c’est le navire « Pourquoi Pas ? » qui a pris le relais pour la suite de la mission, en embarquant à son bord l’historique sous-marin Nautile. Après avoir exploré l’épave du Titanic ou participé aux recherches du vol AF447, le sous-marin de poche a donc réalisé 20 plongées en 20 jours afin d’explorer ces zones d’intérêt précédemment repérées. Chaque plongée à 4700 mètres de profondeur a nécessité deux heures de descente pour cinq heures d’exploration.

Les fûts radioactifs abîmés n’empêchent pas la vie de se répandre

Au cours des plongées du Nautile, les scientifiques ont notamment observé des fûts dans un état de dégradation avancé. Les observations ont même montré que certains des fûts étaient éventrés et déversaient leur contenu. Il a été possible de déterminer le type de matériaux utilisé pour l’enrobage, à savoir de la résine, du bitume ou du ciment. Rappelons qu’avant d’être immergés, les déchets radioactifs étaient chargés dans ces fûts, avant que ces derniers ne soient remplis de matériaux comme de la résine ou du béton.

Selon les observations réalisées, l’état de dégradation de certains de ces fûts n’a pas freiné le développement de la vie sous-marine. Plusieurs formes de vie se sont même lancées dans la colonisation des fûts. On a découvert des anémones, des éponges ou même des crabes.

Durant les explorations, le Nautile a prélevé des sédiments, de l’eau, des organismes et des communautés microbiennes. En parallèle, plusieurs mesures de radioactivité correspondant au contenu des fûts étaient réalisées, en particulier pour le matériel du Nautile. L’objectif de ces prélèvements est d’objectiver les mécanismes de transfert et de transport des radionucléides dans l’océan profond ainsi que leur impact sur les écosystèmes des fonds marins.

L’article Déchets radioactifs : ces fûts immergés ne freinent pas la vie sous-marine est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’Inde travaille activement à devenir l’un des principaux acteurs du nucléaire à l’échelle internationale, et cet effort commence à porter ses fruits. Le pays vient d’enregistrer la première production d’hydrogène issu du nucléaire. 

L’Inde vient de réussir une première mondiale : produire de l’hydrogène grâce à la chaleur d’un réacteur nucléaire. Cette première a été rendue possible avec un Fast thorium breeder reactor (FTBR), un réacteur rapide surgénérateur au thorium expérimental. Celui-ci, lancé en 1985, dispose d’une puissance de 40 MWth et se trouve dans le centre de recherche atomique Indira Gandhi (IGCAR) de Kalpakkam.

Aujourd’hui, l’hydrogène est principalement produit par vaporeformage du méthane, une technologie très émettrice en CO₂. Les solutions de production d’hydrogène vert reposent presque intégralement sur l’électrolyse de l’eau, et ne représentent qu’un petit pourcent des 97 millions de tonnes produites par an. Elles nécessitent énormément d’électricité. C’est pour ça que cette réussite indienne est porteuse d’espoir.

Le centre de recherche atomique Bhabha a mis au point une technologie reposant sur un processus thermochimique. Celui-ci consiste à diviser l’eau en hydrogène et en oxygène grâce à une série de réactions chimiques à haute température. Ici, c’est le cycle cuivre-chlore qui a été utilisé. Il a l’avantage de nécessiter une température relativement basse de 530 °C, atteignable avec les réacteurs nucléaires de troisième ou quatrième génération comme le réacteur rapide indien. Ce processus ne nécessite que peu d’électricité en comparaison à l’électrolyse.

L’Inde mise beaucoup sur le nucléaire

Avec ce démonstrateur, l’Inde affiche clairement ses ambitions en matière de nucléaire : passer de l’acquisition de technologies à l’autonomie technologique, car cette technologie a été entièrement développée en interne. De manière plus générale, le pays veut faire du nucléaire un atout majeur pour son développement. Objectif : atteindre 100 GW de capacité d’ici 2047.

En attendant de mettre en service de nouveaux réacteurs, le pays s’est récemment illustré en remettant en service les deux réacteurs à eau bouillante de la centrale de Tarapur. Ces derniers sont désormais les plus vieux réacteurs en service au monde, puisque leur connexion au réseau date de 1969. Les deux réacteurs conçus par GE auront nécessité six ans de travaux avec notamment le remplacement complet des circuits de recirculation du fluide de refroidissement. Initialement affichés à 200 MWe, les deux réacteurs sont désormais limités à 160 MWe pour des raisons techniques.

L’article Produire de l’hydrogène avec du nucléaire : comment l’Inde y est arrivé est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La Dordogne et ses vallées encaissées pourraient bien constituer le nouvel eldorado d’EDF. L’électricien français rêve d’y installer de nouvelles STEP pour stocker de l’énergie.

Tous les voyants sont au vert, pour donner une nouvelle impulsion à l’hydroélectricité en France. Suite à l’accord trouvé entre la France et la Commission européenne, Bernard Fontana veut refaire de l’énergie hydraulique une priorité avec le nucléaire.

De ce fait, EDF cherche à augmenter ses capacités de production et de stockage. Si des projets émergent un peu partout en France, la Dordogne concentre une grande partie des espoirs de l’électricien. Le fleuve (ou la rivière selon les points de vue) prend sa source sur les flancs du majestueux puy de Sancy. Puis, il fait son chemin jusqu’à l’estuaire de la Gironde à travers de nombreuses vallées encaissées, un terrain idéal pour y construire des barrages. Ce n’est donc pas un hasard si la Dordogne compte pas moins de 28 centrales hydroélectriques comme le barrage de Bort-les-Orgues et ses 235 MW de puissance installée, ou le barrage du Chastang, d’une puissance de 290 MW.

Transformer les barrages en STEP

En l’état, difficile d’imaginer de nouveaux barrages à travers la Dordogne. En revanche, depuis déjà plusieurs décennies, EDF rêve de pouvoir y stocker de l’énergie grâce à la construction de stations de transfert par pompage (STEP). On peut, par exemple, citer le projet historique de Redenat, qui a été stoppé en plein travaux, en 1982, à cause d’un contexte économique défavorable. Mais les besoins grandissants en stockage d’énergie pourraient faire renaître le projet. La STEP de Redenat s’appuie sur le barrage de Chastang, et consiste à créer un réservoir haut pour créer une centrale de 1200 MW pour une capacité de stockage de 20 GWh.

Ce n’est pas tout. Plus en amont, il semblerait qu’EDF travaille discrètement sur un autre projet de STEP faisant du barrage de l’Aigle la retenue inférieure. Selon une association locale, le réservoir haut pourrait être créé dans la vallée de l’Héritier, et aboutir à la construction d’un barrage de plusieurs dizaines de mètres de haut. Pour l’instant, EDF n’a rien confirmé ni infirmé, mais on peut distinguer des traces de sondages et de relevés ici ou là.

Si le potentiel du site est confirmé, il ne fait aucun doute que la création d’une telle retenue fera l’objet de débats, voire de protestations du fait d’un impact incontournable sur la biodiversité locale. Ceci dit, si l’impact environnemental initial des STEP est important, les capacités de stockage qu’elles offrent sont encore inégalées.

L’article Hydroélectricité : EDF compte sur la Dordogne pour augmenter ses capacités de stockage est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le consortium spécialiste du stockage d’électricité RNW (Renault – NW) a obtenu l’agrément fournisseur, indispensable pour rentabiliser une installation batterie à domicile. La flexibilité de la consommation va se développer un peu plus avec ce nouvel entrant.

La coentreprise RNW, née début 2025 du rapprochement entre NW et Mobilize (Groupe Renault), veut créer un mode de consommation d’électricité plus flexible, entre la recharge des véhicules électriques et le stockage résidentiel d’énergie. Elle compte installer au domicile des ménages une batterie, une borne de recharge et des appareils électroniques pilotables pour jouer sur la consommation du ménage.

C’est comme une JBox, l’unité 1 MW/1 MWh de NW, car elle rendra des services au réseau Enedis en apportant sa flexibilité, mais aussi comme une IECharge, deuxième batterie de NW qui, en plus, permet la recharge de véhicule électrique. Elle sera déployée chez les particuliers. Si les détails du fonctionnement et de l’interaction entre la batterie, la borne et la consommation du foyer ne sont pas publics, ni l’offre commerciale, cette stratégie « behind the meter » (derrière le compteur Linky) pourrait être l’avenir de la recharge.

La certification fournisseur est cruciale pour ce modèle économique

En étant certifié en pool (avec d’autres batteries) sur le mécanisme de capacité (et donc en recevant une rémunération fixe annuelle), en jouant sur les services systèmes et en tradant l’électricité sur les marchés, RNW arrive à accéder à tous les revenus d’une batterie stationnaire grande échelle et ce, grâce à l’agrément fournisseur. Autrement, RNW aurait dû composer avec le tarif heures pleines/heures creuses d’EDF, par exemple, et n’aurait pas eu accès au marché de la réserve tertiaire (mFRR). Ses revenus auraient été limités et l’installation de batteries chez les particuliers n’aurait pas été rentable.

Une dernière brique que RNW peut ajouter : le NEBCO. Le marché d’effacement ou d’augmentation de la consommation du ménage lorsque le réseau est respectivement tendu ou surcapacitaire. RNW pourra vendre ces blocs d’effacements sur le marché et empocher tout le gain sans reverser une partie à un autre fournisseur, s’il n’avait pas l’agrément. Ce positionnement rapproche RNW d’une nouvelle génération d’acteurs de la flexibilité énergétique comme Tilt, Elax ou Symphonics.

L’article Ce fournisseur veut installer une batterie chez vous pour trader l’électricité sur les marchés est apparu en premier sur Révolution Énergétique.