Le 24 avril 2025, une coalition d’une vingtaine de fédérations et d’organisations professionnelles du secteur de l’énergie a publié une lettre ouverte aux parlementaires français, appelant à une « véritable rupture dans l’électrification des usages » pour renforcer la souveraineté énergétique du pays et à l’adoption de la PPE.

La tribune publiée par une vingtaine de groupes d’intérêt du secteur de l’énergie, renouvelable comme nucléaire, gaz comme hydroélectricité intervient à la veille des débats parlementaires sur la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) qui fixe les objectifs énergétiques pour la période 2025-2035.

Parmi les signataires figurent l’Union française de l’électricité (UFE), Enerplan, France Hydro Électricité, France Renouvelables, le Syndicat des énergies renouvelables (SER), le Groupement des industriels français de l’énergie nucléaire (Gifen), la Société française d’énergie nucléaire (SFEN)…

La lettre souligne l’urgence d’accélérer les transferts d’usage vers l’électricité dans les secteurs des transports, de l’industrie et des bâtiments, encore fortement dépendants des énergies fossiles. Les signataires rappellent que « chaque jour, ce sont 180 millions d’euros qui s’envolent pour couvrir notre consommation d’énergies fossiles – soit plus de 65 milliards d’euros par an versés à des puissances étrangères, parfois hostiles à nos intérêts ».

Vite publier les objectifs énergétiques

Ils appellent à la publication rapide du décret de la PPE, approuvé le 27 mars par le Conseil supérieur de l’énergie, afin de fournir une feuille de route claire et cohérente pour la transition énergétique. Ils disent avoir besoin de ce décret pour avoir de la visibilité sur l’avenir des filières avec les objectifs, favoriser les investissements, créer des emplois locaux et renforcer la souveraineté énergétique de la France.​

Les signataires insistent sur le fait que toutes les technologies d’électrification doivent être soutenues, qu’il s’agisse de l’électricité produite par des réacteurs nucléaires, des barrages hydroélectriques, des éoliennes ou des panneaux solaires. L’objectif est de substituer les énergies fossiles importées par une électricité produite intégralement en France et décarbonée.

Actuellement, l’électricité ne couvre seulement 27 % de la consommation d’énergie finale en France, trop faible pour atteindre les objectifs climatiques et de souveraineté énergétique. Les signataires appellent donc les parlementaires à la responsabilité pour prendre les mesures nécessaires pour accélérer l’électrification des usages et réduire la dépendance aux énergies fossiles.

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Si l’Espagne a pu, dans le passé, atteindre un taux de 100 % d’électricité renouvelable à certains moments d’un jour de week-end ou férié, le pays a réitéré l’exploit, cette fois en pleine semaine.

L’Espagne a franchi une étape symbolique dans sa transition énergétique, le 16 avril dernier : la totalité de sa demande en électricité a été couverte exclusivement par des sources d’énergie renouvelable, selon Red Eléctrica, le gestionnaire du réseau. Ce jour-là, l’énergie éolienne s’est imposée comme la principale source, générant 256 GWh, soit 45,8 % de la production. Le solaire photovoltaïque a contribué à hauteur de 27 % avec 151 GWh, tandis que l’hydroélectricité a fourni 129 GWh (23,1 %). Le solaire thermique et d’autres sources renouvelables ont ajouté respectivement 2 % et 1,9 % (environ 11 GWh chacun), complétés par la faible part des « déchets renouvelables » (0,2 %).

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Un pic notable a été atteint à 11h15, moment où la production combinée de l’éolien et du photovoltaïque a couvert 100,63 % de la demande — une première absolue en semaine, jusqu’ici réservée aux week-ends ou jours fériés. Quelques jours plus tard, le 21 avril à 13h35, un nouveau record de puissance solaire instantanée a été établi : 20 120 MW, dépassant de 0,7 % le précédent pic du 12 juillet 2024. À cet instant, le solaire couvrait à lui seul 78,6 % de la demande électrique, représentant 61,5 % du mix énergétique national. Des performances qui attestent de l’accélération impressionnante des renouvelables en Espagne, mais aussi des talents de jongleur du gestionnaire du réseau, qui semble avoir réussi à trouver un bon équilibre à ces instants.

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L’EPR de Flamanville est encore loin de délivrer sa pleine puissance, mais l’essentiel est assuré, puisqu’il vient de redémarrer après plusieurs mois d’arrêt. Encore en phase de démarrage, le fleuron du parc nucléaire français ne devrait pas délivrer son plein potentiel avant l’été prochain.

C’est avec 2 jours d’avance, mais plusieurs semaines de retard, que l’EPR de Flamanville vient d’être remis en service. Le 57ᵉ réacteur du parc nucléaire français avait été mis à l’arrêt le 15 février dernier afin de réaliser une intervention sur un circuit de refroidissement par eau de mer. Censé ne durer que quelques jours, cet arrêt s’est finalement étalé sur une semaine, puis un mois avant de finalement durer plus de deux mois. EDF a, en effet, profité de l’occasion de réaliser plusieurs interventions comme la modification d’une sonde de température sur le circuit primaire, et surtout les réglages du groupe turbo-alternateur.

Pour cette raison, EDF avait finalement annoncé un objectif de couplage au réseau électrique le 21 avril, soit quatre jours après le redémarrage du réacteur nucléaire. Finalement, le 20 avril à 20 heures 30, la puissance disponible du réacteur sur le réseau était de 90 MW. Ce chiffre paraît bien faible, en comparaison au 1620 MW de puissance nominale du réacteur. Il s’explique par le fait que le réacteur est encore en phase de montée en charge.

Cap sur la pleine puissance d’ici l’été 2025

Les équipes d’EDF vont donc augmenter progressivement la puissance du réacteur, tout en surveillant avec précision tous les paramètres de la nouvelle installation. Malgré cet arrêt prolongé, EDF a décidé de maintenir son objectif de mise en service à pleine puissance du réacteur, à savoir l’été 2025.

Durant cette montée en charge, de nombreux essais seront menés, comme le fait d’amener le réacteur à 60 % de sa puissance, puis l’arrêter d’un coup pour vérifier sa réaction à de telles contraintes. D’autres essais auront lieu pour s’assurer qu’il est également capable de fonctionner en autonomie, dans le cas où le réseau électrique ne fonctionnerait pas correctement. D’ici son fonctionnement à pleine puissance, d’autres arrêts devraient être nécessaires pour effectuer des interventions, aussi bien sur l’îlot nucléaire que sur l’ilot non nucléaire. Surtout, au printemps 2026, seulement 18 mois après la première divergence, le réacteur devrait être arrêté pendant près de 250 jours pour subir une inspection en profondeur de l’ensemble du réacteur.

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Alors que les projets de nouveau nucléaire fleurissent de par le monde, en réaction aux enjeux environnementaux et de souveraineté énergétique, ces projets ne sont pas sans conséquence pour la filière d’approvisionnement en combustible – surtout lorsqu’ils sont innovants. Et cela peut devenir un enjeu majeur du calendrier de déploiement de ces réacteurs. Voyons pourquoi.

C’est à une véritable effervescence que nous assistons dans le secteur nucléaire, et notamment dans celui des concepts de petits réacteurs modulaires (SMR, pour Small Modular Reactor). De par le monde, ce sont des dizaines de concepts qui sont apparus, et qui se sont lancés à la conquête de ce marché. Ils se basent sur une grande variété de technologies, mais un grand nombre d’entre eux partagent un point commun : ils ont besoin de combustible plus enrichi en uranium fissile (uranium-235) que les réacteurs actuels.

Dans les réacteurs à eau pressurisée (REP, ou en anglais PWR, pour Pressurized Water Reactor) du parc actuel, le combustible est enrichi à une valeur comprise entre 3 % et 5 %. Cette valeur d’enrichissement est considérée comme faible, justifiant ainsi le nom donné à ce type de combustible, à savoir le LEU (Low-Enriched Uranium).

Les nouveaux réacteurs vont carburer à l’uranium plus enrichi

Mais regardons maintenant certains concepts de SMR, et en particulier ceux basés sur des technologies plus en rupture, souvent appelés (AMR, pour Advanced Modular Reactor). Dans le réacteur à haute température caloporteur gaz (HTR-G) Jimmy de 20 MWth, le combustible se présente sous la forme de petites particules sphériques appelées « TRISO ». Il est envisagé que l’uranium y soit enrichi entre 10 et 19 %.

Il en est de même pour le réacteur KHP-FHR de Kairos Power de 150 MWe, qui utilise également du combustible sphérique, refroidi en l’occurrence un caloporteur à sel fondu ; pour ce concept, le taux d’enrichissement est porté à 19,75 %. Pour le réacteur rapide à caloporteur sodium (SFR, Sodium Fast Reactor) Natrium de TerraPower de 350 MWe, l’enrichissement sera compris entre 5 et 20 %.

Nous le voyons, de nombreux concepts misent sur un uranium plus enrichi, et c’est pour de bonnes raisons. Ce dernier permet notamment de réduire la taille du cœur et de prolonger les cycles d’exploitation entre deux rechargements du combustible. Deux paramètres qui se placent au cœur du concept même de SMR.

Vous avez dit HALEU ?

Cette gamme d’enrichissement, entre 5 et 19 %, est appelée HALEU (High-Assay Low-Enriched Uranium). Elle est plus plus élevée que le combustible des réacteurs actuels (LEU), mais reste inférieure au domaine des combustibles hautement enrichis (HEU, Highly Enriched Uranium), supérieurs à 20 % et pouvant dépasser 90 % ; cette dernière gamme est réservée aux réacteurs de recherche ou aux applications militaires (propulsion ou armement). Ces gammes (LEU et HEU) ont été définies en premier lieu par l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) dans le cadre de la négociation du Traité sur la non-prolifération des armes nucléaires (TNP) ; on imagine toute l’importance qu’ont ces seuils du point de vue de la politique internationale.

Or le combustible HALEU est une gamme pour laquelle les capacités industrielles d’enrichissement sont limitées. Conduisant la filière à redouter une pénurie de ce type de combustible, au regard de la multiplicité des projets lancés de par le monde. Dans son bulletin du 23 septembre 2023, l’AIEA a ainsi écrit : « De nombreux réacteurs avancés, y compris les SMR, nécessiteront du combustible HALEU, dont la teneur varie de 5 à 20 % U-235 [et] le déploiement de certains concepts de SMR pourraient être retardé de plusieurs années à cause du manque de HALEU. ». Il s’avère en outre que la Russie est aujourd’hui un des principaux fournisseurs d’HALEU, et la situation géopolitique n’est donc pas sans affecter les possibilités d’approvisionnement.

Une problématique qui n’a pas échappé aux gestionnaires de la filière

Pour accompagner ces développements, les États-Unis, par l’intermédiaire du Department of Energy (DOE), ont donc lancé, en 2020, le HALEU Availability Program, dédié à la fourniture du HALEU aux nombreux projets en cours de développement. Le DOE a annoncé le 9 avril 2025 être en mesure de tenir ses engagements. En Europe, ce sont Orano et Framatome qui sont appelés à prendre la tête de la fourniture d’HALEU, pour les besoins européens, mais également au titre du développement des projets étasuniens. Pour ce faire, il est envisagé de dédier une partie de la capacité d’enrichissement de George Besse 2 à la production d’HALEU, ainsi qu’en adaptant les sites de fabrication du combustible à ces nouvelles teneurs en uranium fissile ; la production commerciale est prévue pour 2030.

Dans le nucléaire, comme dans tout autre domaine, il importe de ne pas mettre la charrue avant les bœufs. Ou tout du moins de s’assurer que tout converge pour un démarrage avec le moins de heurts possibles de cette multiplicité de nouveaux projets. Il semble que tout cela soit bel et bien en route.

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Anker Solix continue sa percée dans le monde des batteries domestiques, et tente même sa chance en France. Pour cela, il compte sur un système facile à installer, et de l’intelligence artificielle.

Si la France n’est pas un marché particulièrement intéressant pour les fabricants de batterie domestique, l’offre ne cesse de se développer, notamment grâce à l’effet locomotive d’autres pays d’Europe. La nouvelle batterie dévoilée par Anker Solix ne fait pas exception. La Solarbank 3 Pro, d’une capacité de 2,69 kWh, se révèle intéressante à bien des égards.

D’abord, elle se veut à la fois facile à installer, et modulable. Pour cela, Anker Solix a mis au point une architecture plug-and-play, qui permet simplement d’empiler différents modules de batterie pour accroître la capacité du système. Le module onduleur permet de prendre en charge jusqu’à 3 600 W de puissance de panneaux photovoltaïques, ce qui est assez remarquable. Pour cela, il intègre 4 trackers MPPT qui permettent d’assurer le contrôle de 8 panneaux.

Côté stockage, Anker Solix a privilégié la durée de vie en ayant recours à des batteries LiFePO4. La batterie, garantie 10 ans, conserve 80 % de sa capacité initiale après 6 000 cycles. Enfin, son tarif se situe dans la moyenne haute du marché avec à 1 799 €. La commercialisation sera lancée le 29 avril sur la boutique en ligne de la marque.

Vue éclatée de la Solarbank 3 Pro / Image : Anker Solix.

L’optimisation grâce à l’IA, nouveau fer de lance des spécialistes du stockage

Mais la présentation de cette nouvelle batterie n’est pas la seule nouveauté du fabricant. Celui-ci a profité de l’occasion pour dévoiler Anker Intelligence, sa nouvelle intelligence artificielle prédictive. Selon le fabricant, celle-ci permettrait d’analyser une série de paramètres comme la météo, les habitudes de consommation de l’utilisateur ou encore la production des panneaux solaires. Cette analyse détaillée permettrait, sur le papier, d’optimiser les cycles de stockage, l’utilisation de la production excédentaire, ou encore de favoriser la charge de la batterie pendant les heures creuses. Cette technologie permettrait, par exemple, d’automatiser l’allumage du chauffe-eau ou la recharge d’un vélo électrique en cas de production photovoltaïque excédentaire.

D’ailleurs, Anker Solix n’est pas le seul à se lancer dans l’IA pour optimiser la gestion de la production d’électricité. Il y a quelques semaines, EcoFlow faisait peu ou prou la même annonce en début d’année. Du côté d’Ecoflow, l’IA prend la forme d’une application dénommée Oasis, qui a pour objectif de centraliser le contrôle des appareils électriques pour assurer une gestion en symbiose des différents équipements électriques.

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Pour assouvir son grand appétit en bois, la tranche biomasse de la centrale électrique de Provence à Meyreuil (Bouches-du-Rhône) vient de lancer ses premiers convois ferroviaires. Ils permettent d’éviter la circulation de nombreux camions.

Un généreux et très critiqué engagement financier de l’État avait permis de la relancer, après dix-huit mois d’arrêt. La centrale de Provence, dont la tranche biomasse est la plus puissante de France (150 MW), peut consommer jusqu’à 450 000 tonnes de bois chaque année. Une ressource en provenance d’une grande variété de sites, majoritairement français, mais aussi étrangers. Les grumes sont d’abord acheminées par bateau jusqu’au port de Fos-sur-Mer, puis transportées à la centrale distante de 70 km, jusqu’ici par la route.

GazelEnergie, l’opérateur de la centrale, a annoncé le 22 avril relancer les convois ferroviaires entre ces deux endroits. Dans une vidéo postée sur les réseaux sociaux, il indique qu’un seul train permet d’éviter la circulation d’environ 25 camions. Il ne précise toutefois pas le volume total de bois qui utilisera le rail plutôt que la route sur une année d’exploitation. Cette filiale du géant tchèque de l’énergie EPH explique par ailleurs que la ressource visible dans sa vidéo « provient d’un reliquat de bois brûlé de l’incendie de La Teste-de-Buch (Bassin d’Arcachon, Gironde) et de bois scolyté (parasite présent dans les forêts du nord est de la France) issu du Jura ».

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Elle est surnommée « la coupeuse de tête » sur les réseaux sociaux. En Italie, une éolienne installée à flanc de montagne surprend les promeneurs, en raison de la proximité de ses pales avec le sol.

À vue d’œil, seulement 3 à 4 mètres semblent séparer le sol de l’extrémité de ses pales, qui défilent à vive allure. C’est certainement moins lorsqu’on emprunte le sentier à flanc de montagne qui longe cette éolienne du parc « Surite del Cuculo », situé à Cairo Montenotte, dans le nord-ouest de l’Italie. Installé en 2021 sur les reliefs qui dominent Savone, ce petit parc est composé de deux turbines Enercon E138 EP3, qui présentent une certaine originalité : leurs pales sont presque aussi hautes que leur mat !

 

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La configuration est peu engageante pour les randonneurs, qui, s’ils ne risquent probablement pas de se faire réellement heurter par une pale, les voient filer à quelques mètres de leur crâne. Une expérience particulièrement effrayante, la vitesse de déplacement mesurée à l’extrémité d’une pale pouvant atteindre 300 km/h.

Si nous ignorons la réglementation qui s’applique en Italie, en France, une telle implantation semble peu envisageable, même s’il n’existe aucune loi encadrant la hauteur minimale entre l’extrémité d’une pale et le sol. Chaque projet éolien doit en effet être approuvé par les autorités, qui peuvent exiger, au cas par cas, des dimensions spécifiques pour des raisons de sécurité ou de préservation de la nature. Les spécialistes de l’avifaune recommandent généralement une distance d’au moins 50 mètres entre la cime de la végétation environnante et le bout des pales, afin d’éviter les collisions avec certaines espèces d’oiseaux, notamment les chauves-souris.

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L’ancienne présidente d’Areva, Anne Lauvergeon, sort un livre pour défendre une approche différente du développement nucléaire français. Elle prétend qu’EDF pourrait produire « jusqu’à 30 % d’électricité en plus » avec les réacteurs existants sans attendre la mise en service de nouveaux EPR.

Dans « Un secret si bien gardé », titre de son livre, Anne Lauvergeon évoque la sous-production des 56 réacteurs en fonctionnement. Elle pense que des investissements ciblés permettraient d’optimiser leur rendement et leur disponibilité, dans le respect des standards de sûreté. Une thèse qu’elle développe dans Ouest-France où elle affirme : « Le facteur de charge des réacteurs d’EDF est parmi les plus mauvais des 33 pays qui produisent de l’énergie nucléaire ». Alors que, dans le même temps, les politiques « l’ignorent » et RTE et EDF « l’occultent soigneusement ».

Anne Lauvergeon pousse en faveur de l’opportunité stratégique que représenterait une augmentation rapide de la production nucléaire existante. Cela permettrait d’accompagner l’électrification accélérée des usages — véhicules électriques, pompes à chaleur, industrie — sans attendre une hypothétique vague de nouveaux moyens de production. À ses yeux, prolonger la durée de vie et améliorer les performances du parc actuel est « la solution la plus rapide et la plus efficace pour répondre aux défis climatiques ». Au passage, elle étrille le programme EPR 2 : Plutôt que de prévoir « d’énormes investissements pour des nouveaux réacteurs », il faut d’abord « utiliser à fond ce que nous avons ».

Augmenter le facteur de charge pour faire baisser les prix ?

Mais au-delà des aspects techniques, Anne Lauvergeon émet une critique plus large contre la stratégie d’EDF. Elle dénonce notamment une politique tarifaire selon elle incompréhensible à l’heure où l’électricité nucléaire est censée représenter un atout compétitif majeur pour la France. « On pourrait enfin abaisser le prix de l’électricité, éviter des fermetures d’usine, réussir notre décarbonation, exporter davantage d’électricité vers nos voisins. Et produire les carburants de synthèse dont ont besoin l’aéronautique et les navires. »

Ce qu’oublie Anne Lauvergeon, c’est que le nucléaire s’inscrit dans un mix énergétique contenant d’autres sources de production. Et donc sa production varie suivant la disponibilité des autres centrales, moins chères. Cela s’appelle la modulation suivant l’ordre de mérite.

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Inaugurée il y a moins de cinq ans à Saint-Herblain, près de Nantes, une station de production et distribution d’hydrogène pour la mobilité va être démantelée au profit d’un site de recharge d’autobus électriques à batteries.

Près de deux millions d’euros avaient été investis par la métropole de Nantes et l’Union européenne pour ériger MuLTHy. Inaugurée fin 2019 dans le dépôt de l’opérateur de transports urbains Semitan à Saint-Herblain (Loire-Atlantique), cette petite station expérimentale produisait quotidiennement jusqu’à 80 kg d’hydrogène par électrolyse, destinée à la mobilité. Le site permettait de ravitailler de rares véhicules routiers et a approvisionné quelque temps la navette fluviale Jules Verne 2. Après trois petites années d’exploitation, ce navire a abandonné l’hydrogène pour des batteries, plus simples et moins chères à entretenir.

Devenue inutile, la station MuLTHy va être démantelée au profit d’un poste électrique nécessaire à la recharge des 28 futurs autobus électriques à batterie commandés par la Semitan. Dans un appel d’offres publié en septembre 2024, Nantes Métropole annonce la « création d’un poste de livraison et transformation 20 kV / 400 V en lieu et place du poste qui alimente actuellement les installations de production d’hydrogène ». Les travaux ont déjà commencé, comme le mentionne ce post Linkedin, et illustrent le faible attrait des opérateurs de transport pour l’hydrogène.

Critiqué pour son coût élevé, son faible rendement énergétique et la complexité de son stockage et de sa manipulation, l’hydrogène propulsait, début 2025, seulement 52 autobus en France, selon France Mobilité Hydrogène. Il y aurait toutefois 222 commandes en cours. En parallèle, 1 915 autobus électriques à batteries étaient en circulation à la même date, selon les données du ministère de la Transition écologique.

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ⓘ Communication commerciale pour Ecoflow

Les kits solaires plug-and-play ont le vent en poupe, mais souffrent de contraintes en termes de performances. Face à ce constat, EcoFlow a décidé de rebattre les cartes avec une solution personnalisable, capable de répondre aux besoins de tous.

Entre augmentation du prix de l’électricité, conscience écologique ou et instabilités des politiques énergétiques, les raisons d’installer sa propre installation photovoltaïque sont de plus en plus nombreuses. En réponse à des installations de plusieurs kWc qui nécessitent d’importants travaux et investissements, nombreux sont ceux qui se tournent vers des kits solaires, plus simples à installer et beaucoup plus abordables.

Néanmoins, ces kits affichent bien souvent une puissance limitée, ce qui limite fortement leur intérêt, et ne permet pas d’envisager l’autonomie énergétique. Bien souvent, les batteries de ces kits ne sont pas capables d’alimenter des équipements gourmands en énergie, autrement qu’en les branchant en direct. Pour dépasser ces contraintes et proposer la solution solaire plug-and-play la plus performante du marché, EcoFlow vient de lancer STREAM, une série d’équipements qui permettent de créer l’installation ultime, parfaitement adaptée aux besoins de ses utilisateurs.

Avec EcoFlow STREAM, produire de l’électricité solaire n’a jamais été aussi simple

La solution EcoFlow STREAM se compose de plusieurs équipements différents. Au cœur du système, on retrouve deux types de batteries :

• La batterie EcoFlow STREAM AC Pro. D’une capacité de 1,92 kWh, elle permet de brancher n’importe quel micro-onduleur du marché afin de stocker la production solaire d’une installation déjà existante, et d’injecter cette production sur le réseau lorsque c’est nécessaire.
• La batterie EcoFlow STREAM Ultra ou Pro. Cette version possède son propre onduleur, et permet de gérer la production solaire de 2000 Wc de panneaux photovoltaïques afin de la stocker, ou de la réinjecter sur le réseau domestique.

Grâce au système STREAM, différentes batteries peuvent être branchées à différents endroits de la maison, mais tout de même fonctionner ensemble pour s’adapter aux besoins du logement. En cas de besoin, deux batteries peuvent s’activer en simultané pour alimenter un appareil gourmand en énergie.

Côté production d’énergie, la gamme STREAM apporte également son lot d’innovations avec notamment différents panneaux photovoltaïques pouvant être installés dans le jardin, en toiture ou encore en façade grâce à une large sélection de supports. Ces panneaux rigides solaires sont disponibles en différents formats et différentes puissances : 250W, 400W, 450W et 520W. L’électricité produite par ces panneaux peut être gérée directement par l’EcoFlow STREAM Ultra et STREAM Pro, ou bien par le micro onduleur EcoFlow de 800 W. Dans le cas d’une grosse installation, il est même possible de brancher l’équivalent de 2000 Wc directement sur la STREAM Ultra, et d’y ajouter 800 Wc de panneaux via le micro-onduleur.

Grâce à ces différents équipements, chacun y trouvera son compte. Les débutants qui veulent se lancer dans la production d’énergie solaire pourront simplement associer des panneaux solaires EcoFlow au micro-onduleur, tandis que ceux qui disposent déjà d’une installation pourront la compléter avec une batterie intelligente.

Enfin, pour rendre le système toujours plus intelligent, EcoFlow propose désormais un compteur communicant pouvant être installé dans un tableau électrique, ainsi qu’une prise intelligente.

Le fonctionnement de concert des différents équipements du logement est rendu possible par les fonctionnalités intelligentes proposées par EcoFlow. Mais cette utilisation de l’IA va encore plus loin, et permet de réaliser des prédictions et des optimisations automatiques, en fonction de la consommation du logement, des tarifs d’électricité, de la météo ou encore des habitudes de vie. Cela permet, en définitive, de réduire considérablement la facture d’électricité.

Prix et disponibilité de la série EcoFlow STREAM

• Le micro-onduleur STREAM est déjà disponible au prix de 149 €.
• Les batteries solaires STREAM Ultra, STREAM Pro et STREAM AC Pro sont actuellement disponibles en précommande :
  • STREAM Ultra : 1299 €
  • STREAM Pro : 1199 €
  • STREAM AC Pro : 999 €

• Réservez n’importe quel kit STREAM avec seulement 10 % d’acompte
• Payez les 90 % restants le 15 mai

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Dans les années à venir, le lithium restera-t-il une évidence pour stocker de l’énergie à la maison ? Si le stockage par air comprimé ne risque pas d’être utile pour nos smartphones, son utilisation à l’échelle du logement pourrait bien avoir du sens.

Le stockage par air comprimé va-t-il enfin connaître son heure de gloire ? Après avoir annoncé travailler sur une solution de stockage de l’électricité à moyenne échelle, le groupe d’ingénierie Segula Technologies s’attaque désormais au stockage d’électricité à l’échelle des logements avec le Remora Home, une solution pas plus grande qu’un chauffe-eau.

Sur le papier, l’utilisation de l’air comprimé pour stocker l’énergie excedente d’une installation solaire fait sens. En effet, la technologie, brevetée par Segula Technologies, de compression/décompression isotherme de l’air permettrait de stocker le surplus de production de panneaux solaires avec un rendement de 70 %, le tout avec une durée de vie de 30 ans. Selon le groupe, la solution Remora Home serait une solution « compacte, design, durable et connectée ». Elle se composerait de deux modules : le compresseur réversible, de la taille d’un chauffe-eau, pourrait être installé dans un garage ou une cave, tandis que les bouteilles d’air comprimé seraient stockées dans un module extérieur.

Les tests du Remora Home ont commencé dès janvier 2024, validant l’intérêt d’un module de stockage adapté à l’échelle d’un logement. Après une nouvelle année de tests, les premiers modèles pilotes devraient être installés fin 2026. Segula Technologies vise une commercialisation à partir de l’année 2028. Pour l’heure, aucune information sur la puissance ou la capacité du système n’a été fournie.

Une alternative plus durable aux batteries à lithium ?

Si la solution Remora Home tient ses promesses, elle pourrait devenir une alternative particulièrement intéressante aux batteries de stockage au lithium. Le stockage par air comprimé laisse espérer une durée de vie nettement plus longue que les solutions au lithium. Surtout, cette technologie émergente ne devrait pas partager les limites des solutions chimiques en matière de recyclage.

Reste désormais à savoir si cette solution parviendra à rivaliser avec les tarifs déjà très compétitifs des solutions lithium actuellement sur le marché. Rappelons d’ailleurs que si le stockage d’air comprimé affiche un rendement intéressant en comparaison à des technologies à grande échelle comme les STEP, les 70 % font pâle figure face aux plus de 95 % des systèmes de stockage au lithium pour utilisation domestique.

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Recharger sa voiture électrique sans s’arrêter est un vieux rêve, qui n’est plus très éloigné de la réalité. Les travaux du futur tronçon de recharge par induction expérimental, actuellement menés sur l’autoroute A10, révèlent la complexité de ce système.

À Angervilliers (Essonne), le tout premier corridor de recharge sans contact des voitures électriques au monde commence à prendre forme. Sur ce tronçon expérimental long de 1,5 km, les véhicules compatibles (aucun modèle de série à ce jour) pourront donc recharger leur batterie sans s’arrêter. Sur Linkedin, Erwan Celerier, le président de la Fédération nationale des transports routiers (FNTR), qui a visité le chantier, évoque la « possibilité de recharger 1 km d’autonomie par km parcouru » grâce à une puissance de recharge « supérieure à 220 kilowatts ».

Pour y arriver, la route doit être équipée de bobines placées sous la chaussée, tous les 1,5 mètre. Le tronçon fait donc appel à un millier de bobines, fournies par Electreon. Ce fabricant israélien promet une durée de vie de 20 ans à son dispositif, qui nécessite tout de même un remplacement des « couches supérieures » tous les 10 ans. Le montant s’élèverait autour de 2 millions d’euros par kilomètre. Une jolie somme qui ne comprend pas, à priori, le coût des postes électriques de 10 MW qui doivent être placés tous les 5 km le long de l’autoroute, ni même les adaptations du réseau pour les alimenter. Le rendement du système n’est pas précisé, mais il est certain que la recharge à induction implique des pertes.

Il sera particulièrement intéressant d’analyser les données de cette expérimentation avant un éventuel déploiement des autoroutes électriques à plus grande échelle.

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Après une histoire récente marquée par les rachats et les interrogations, les Chantiers de l’Atlantique, situés à Saint-Nazaire, ont trouvé une stabilité nouvelle grâce à la multiplication des parcs éoliens offshore. 

Depuis 1975, impossible de confondre la silhouette de Saint-Nazaire avec une autre ville. En approchant, on découvre d’abord les deux pylônes rouges du plus long pont de France métropolitaine, avant de discerner des cheminées de navires à la place des immeubles d’habitation. Mais depuis quelques années, un autre type de structure se laisse désormais apercevoir : des sous-stations électriques de parcs éoliens offshore.

Les Chantiers de l’Atlantique ont pris, dès le début des années 2010, l’ambitieux virage de l’éolien. Le site de 150 hectares est considéré comme le n° 2 en Europe pour la construction de sous-stations. D’ailleurs, on peut y voir celle du futur parc Dieppe-Tréport, qui est en cours d’achèvement. L’édifice est colossal : imaginez une boîte métallique de 40 mètres par 30 mètres, et 20 mètres de haut pour un poids de 2500 tonnes. À l’intérieur, 1 200 km de câbles sont nécessaires pour centraliser l’électricité produite par les éoliennes, avant de l’envoyer vers la terre ferme. Au total, 600 personnes ont œuvré à la réalisation de cet édifice. Il s’agit de l’une des trois sous-stations identiques que les chantiers vont réaliser en seulement 16 mois.

Une filière d’avenir

Le rythme de construction des sous-stations n’est pas près de faiblir. Selon Frédéric Grizaud, directeur business et énergies marines des Chantiers, le chiffre d’affaires a doublé entre 2023 et 2024, et devrait en faire autant entre 2024 et 2025 pour atteindre 400 millions d’euros. Le carnet de commandes, lui, est plein jusqu’en 2031.

Pour pouvoir tenir la cadence, la capacité de production devrait même être doublée, notamment grâce à 100 millions d’euros d’investissement répartis sur les 10 prochaines années. Le site devrait notamment accueillir la plus grande alvéole de peinture d’Europe. D’ici 2028, plus de 1 000 personnes devraient travailler sur site. À partir de 2040, l’activité devrait se poursuivre grâce aux besoins progressifs de renouvellement des premiers parcs éoliens, installés depuis le début des années 2000.

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Décidément, la future programmation pluriannuelle de l’énergie, qui devrait passer par l’Assemblée Nationale d’ici quelques jours, n’a pas beaucoup de défenseurs. Cette fois, c’est l’Académie des Sciences qui souligne des incohérences dans le document. 

La future Programmation Pluriannuelle de l’Énergie continue de susciter les critiques. À quelques semaines d’un débat parlementaire sur la question, qui aura lieu le 28 avril prochain, c’est au tour de l’Académie des Sciences de donner son avis sur l’avenir de la production énergétique française. Ce n’est pas la première fois que l’organisation trois fois centenaire pointe du doigt les incohérences du document. Fin 2024, l’Académie des Sciences avait déjà publié un avis, qui n’avait pas été considéré.

Parmi les contradictions relevées, on peut citer la prévision de consommation d’énergie finale pour 2035. Annoncée à 1 100 TWh à la page 11 du document, elle passe à 1 302 TWh quelques paragraphes plus loin. De la même manière, les prévisions de consommation d’électricité oscillent à plusieurs reprises entre 429 TWh et 600 TWh. Cet écart est équivalent à la production annuelle de huit centrales comme celle du Bugey !

Adapter le déploiement des énergies renouvelables à l’électrification des usages

L’Académie des Sciences a également évoqué le problème du déploiement massif d’énergies renouvelables, dont la production pourrait passer de 73 TWh en 2023 à plus de 250 TWh en 2035. De fait, la production électrique française deviendrait largement excédentaire, à moins d’une électrification massive des usages en moins de 10 ans. Cette électrification, jugée comme acquise dans la PPE3, semble décorrélée de la réalité qui montre plutôt une tendance baissière de la consommation électrique française. En parallèle, l’objectif de 40 % d’énergies renouvelables dans le mix électrique pourrait entraîner un manque de flexibilité, et une volatilité accrue des prix.

Dans ce contexte, l’Académie des Sciences plaide plutôt pour maintenir un socle de production électrique grâce au parc nucléaire et un déploiement des énergies renouvelables dicté par les besoins réels.

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Un village des Hauts-de-France s’est mué en véritable communauté énergétique, partageant sa production solaire pour en faire baisser le prix. Presque inédit en France, ce mécanisme pourrait donner des idées à d’autres communes françaises. 

Bienvenue à Montigny-en-Arrouaise, un petit village de l’Aisne qui a la particularité d’être précurseur en matière d’autoconsommation collective. Sous l’impulsion de son maire, le village a mis en place un système qui permet de mettre en commun la production d’énergie photovoltaïque locale pour la redistribuer à ses quelque 317 habitants. Au cœur de cette communauté énergétique, on retrouve d’abord cinq bâtiments communaux équipés d’installations photovoltaïques, pour un montant d’investissement de 150 000€, financés à 80 % par l’État et la région Hauts-de-France. L’électricité produite permet d’alimenter les bâtiments communaux. Le surplus est distribué gratuitement aux membres de la communauté, et permet le fonctionnement gratuit de deux bornes de recharge de voitures électriques.

Ce système d’autoconsommation collective ne s’arrête pas là. Les membres de l’association, qui possèdent une installation photovoltaïque, revendent également leur électricité à la communauté à moitié prix, ce qui permet une utilisation locale, et à un prix plus intéressant. De 10 membres à son lancement, fin 2023, la communauté est passée à 45 consommateurs, et compte 83 kWc de panneaux solaires répartis sur les toits de 5 bâtiments communaux et 12 maisons de particuliers.

Un système rendu possible par la startup française SWEEN

Ce fonctionnement est rendu possible grâce à la startup à mission SWEEN. Celle-ci, basée à Montpellier, s’est spécialisée dans l’autoconsommation collective, tant pour son dimensionnement que sa gestion opérationnelle. Pour cela, elle déploie un écosystème intelligent permettant l’optimisation et le pilotage de communautés énergétiques. Cet écosystème repose notamment sur des équipements de communication appairés au compteur Linky. Parmi ces équipements, SWEEN a récemment dévoilé le TeeKY by Pilotic. Cet émetteur radio Linky (ERL) s’intègre aux infrastructures existantes sans Wi-Fi, ni appairage ou configuration. Sa portée est illimitée, et permet une vision en temps réel des données énergétiques du réseau.

Cela permet notamment aux membres de la communauté énergétique d’avoir une vision en temps réel de l’électricité disponible grâce à une application dédiée, et ainsi d’adapter leurs habitudes de consommation pour utiliser au maximum l’énergie produite localement.

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Après avoir virevolté dans les airs durant des décennies au service de l’énergie, les pales d’éoliennes usagées d’un énergéticien suédois entament une seconde vie… en tant que skis. Et en matière de recyclage de ces composants, il faut dire que cette entreprise a plus d’un tour dans son sac.

De plus en plus imposantes, les éoliennes fleurissent partout, sur les terres comme en mer. Une fois installées, ces géantes de l’énergie ont une durée de vie de 20 à 30 ans. À l’issue de leur exploitation, elles sont majoritairement recyclées, 93 % de leurs composants (le béton, les métaux et les déchets électroniques) se réutilisant facilement. Ces éléments proviennent principalement des fondations, des mâts, de la nacelle, du moyeu, ainsi que des équipements de distribution.

Les 7 % restants sont, en revanche, plus problématiques. Ceux-ci proviennent des pales des éoliennes composées de matériaux composites, plus précisément de résines renforcées de fibres de verre ou de carbone. Ces composants s’avèrent difficiles à recycler. Difficiles, mais pas impossibles cependant, puisque le fournisseur d’énergie suédois Vattenfall, en collaboration avec d’autres enseignes, a réussi à transformer ces fameuses pales en skis.

Des pales usagées envoyées en Norvège

Avant de gagner les pistes de ski, les pales d’éoliennes de Vattenfall doivent d’abord être expédiées en Norvège. Elles y sont traitées par l’entreprise Gjenkraft, chargée d’en extraire les fibres de verre et de carbone. Une fois ces matériaux récupérés, ils sont ensuite utilisés par le fabricant norvégien de skis EVI pour concevoir de nouveaux équipements. Leur intégration permet de renforcer la durabilité et les performances des skis.

En mars dernier, Vattenfall affirme avoir reçu sa commande d’une première série de 15 paires. Ces skis ont été fabriqués à partir des pales d’éoliennes du parc néerlandais Irene Vorrink. Le même mois, ces équipements ont été testés en conditions réelles lors de la Coupe du monde de slalom féminin à Åre, en Suède.

D’autres projets insolites

En vue d’atteindre un taux de recyclabilité de 100 % de ses éoliennes, l’entreprise Vattenfall s’efforce d’être créative. En plus de ce projet de fabrication de skis, la société travaille également sur la création d’un parking fermé en Suède, dont l’une des façades sera constituée d’un mur rideau fabriqué à partir de pales recyclées. Ces dernières proviennent du parc de Nørre Økse Sø, une centrale danoise désaffectée en 2023.

Ce n’est pas tout. L’an dernier, Vattenfall avait déjà présenté sa « tiny house », un petit logement compact de de 35 mètres carrés, qui était autrefois une nacelle d’éolienne, un composant incluant, lui aussi, un composite de fibre de verre.

Vers des pales plus faciles à recycler

Si les pales des anciennes éoliennes s’avèrent difficiles à recycler, celles des futurs modèles devront l’être moins. En effet, de nombreuses recherches sont désormais axées sur la conception de matériaux plus facilement recyclables. En 2021, Siemens Gamesa a lancé la toute première pale recyclable baptisée « RecyclableBlade », contenant un type de résine qui se dissout dans une solution acide à basse température.  Vattenfall, dans sa démarche, a investi dans ces mêmes pales désormais présentes dans les éoliennes du parc offshore de Hollandse Kust Zuid situé au large des côtes néerlandaises.

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Le projet Horizeo, immense ferme solaire prévue dans la forêt de Saucats, en Gironde, ne verrait pas le jour si la comptabilisation de l’artificialisation des sols n’était pas revue, menace la DG d’Engie. Pour ce parc de 1 gigawatt (GW), son porteur de projet souhaite adapter la loi pour qu’il voie le jour.

Lors de son audition le 10 avril, Catherine MacGregor, directrice générale d’Engie, a sonné l’alarme devant le Sénat : si aucune évolution réglementaire n’intervient rapidement, elle abandonnerait le projet Horizéo, qui doit ériger la plus grande centrale solaire de France et d’Europe, en lieu et place d’une surface sylvicole. Situé à Saucats (Gironde), ce projet est en effet bloqué par des incompatibilités avec les documents d’urbanisme locaux et n’a pas bénéficié d’une mutualisation régionale des surfaces artificialisées. Un coup dur pour un parc de cette envergure.

Entre objectifs environnementaux et énergétiques, son salut pourrait venir d’un amendement du groupe Horizons au projet de loi simplification, qui propose d’exempter les énergies renouvelables de la comptabilisation de l’artificialisation des sols. Mais le gouvernement ne souhaite pas privilégier ce timing, souhaitant reporter les discussions à l’examen de la future proposition de loi Trace, attendue avant l’été.

Tordre la loi pour faire passer Horizéo ?

Engie mise donc sur plusieurs fronts : la redéfinition même de l’artificialisation, en limitant sa définition aux seules surfaces imperméabilisées, et une possible exemption plus large via la prochaine loi de programmation énergétique. Un pari risqué, tant le gouvernement semble prudent face aux demandes d’assouplissement du ZAN.

Prochain coup de force envisagé par Engie : faire évoluer la définition de l’artificialisation pour limiter son application aux seules surfaces imperméabilisées. À défaut d’obtenir gain de cause, le groupe espère que la proposition de loi Gremillet sur la programmation énergétique permettra d’alléger, voire d’exempter, les projets d’énergies renouvelables des règles actuelles d’artificialisation.

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Alors que les nouvelles installations de biogaz ralentissent, la production de biométhane injecté en France a pourtant enregistré une hausse de 27 % en 2024, relève le lobby du gaz.

D’après le 10ᵉ panorama des gaz renouvelables, publié début avril par le Syndicat des énergies renouvelables (SER), GRDF, Gaz et Territoires, Teréga et Natran, 11,6 térawattheures (TWh) ont été injectés dans les réseaux, contre 9,1 TWh en 2023. Ce volume représente 3,2 % de la consommation nationale de gaz naturel, l’équivalent énergétique de 756 000 foyers ou 40 000 camions et bus roulant au biogaz​.

Cette progression s’explique par la montée en puissance des unités produisant déjà du biogaz, plutôt que par l’arrivée de nouveaux sites. Seules 79 nouvelles installations ont été mises en service en 2024, contre 139 en 2023, 149 en 2022 et 151 en 2021. Le niveau d’installation de nouveaux sites producteurs est similaire à celui de 2019. Le parc total atteint 731 sites en service, tous alimentés par des biodéchets agricoles, agroalimentaires, ménagers ou issus de stations d’épuration​.

Un appel à maintenir les subventions pour les petits projets

Le ralentissement vient de plusieurs facteurs : la révision à la baisse des tarifs d’achat en 2020, les crises sanitaire et énergétique successives, mais aussi les contraintes réglementaires, comme la loi Zéro artificialisation nette (ZAN) qui freine, selon le lobby, le développement de nouvelles installations en zone rurale ou périurbaine.

Dans ce rapport, le lobby du biogaz, secteur qui emploie environ 7 500 personnes, alerte sur la nécessité de maintenir un soutien public notamment pour les petits projets de moins de 25 GWh/an afin de mailler finement le territoire. Elle propose également de mettre en place des aides directes à la consommation de gaz renouvelable pour stimuler la demande, dans un contexte de prix du gaz fluctuant et encore peu favorable au biométhane.

Côté objectifs, la prudence est de mise

Côté perspectives, les professionnels saluent l’objectif intermédiaire de 44 térawattheures (TWh) d’ici 2030 inscrit dans la future PPE (Programmation pluriannuelle de l’énergie) actuellement en discussion au Parlement. Mais ces derniers trouvent que le cap de 79 TWh pour 2035 « manque clairement d’ambition », auprès de l’AFP.

Autre point de vigilance : l’oubli persistant des technologies complémentaires comme la pyrogazéification ou la méthanation qui permettent de valoriser d’autres types de déchets ou de coupler la production de gaz renouvelable à l’hydrogène et à la capture de CO₂.

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Attendue par les amateurs de cuisine solaire, la version améliorée de la marmite de Solar Brother sera bientôt commercialisée.

Le spécialiste français de la cuisine et du chauffage solaire Solar Brother vient de dévoiler une nouvelle marmite destinée à être placée au centre d’un réflecteur. Baptisé « Cosmo », le produit sera montré en avant-première au concours Lépine 2025, du 30 avril au 10 mai à la Foire de Paris. Cette marmite remplace l’ancien modèle Cookup, que nous avions d’ailleurs testé (lire notre essai) sans grand succès, à l’époque. Nettement amélioré, ce modèle propose une double peau afin de mieux conserver la chaleur et peut aussi faire office de poêle grâce à un couvercle réversible.

Elle est dite « universelle », car elle s’adapterait à tous les fours solaires – y compris ceux autoconstruits – et pourrait atteindre jusqu’à 250 °C. Sa conception en matériaux durables (verre, acier émaillé et inox…) lui assurerait robustesse et longévité. La marmite Cosmo sera disponible dès fin mai à un tarif de 129 € sur la boutique de Solar Brother, mais également via Ulule avant la fin du mois d’avril. Un pack « prêt-à-cuisiner » incluant le four Sungood et la nouvelle marmite sera proposé à 199 €.

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Alors que les inquiétudes énergétiques des hivers passés portaient sur la menace de coupures en raison d’un déficit de production, c’est aujourd’hui l’excès d’électricité qui met sous pression le réseau français.

Dans une lettre adressée aux producteurs et fournisseurs, Réseau de transport d’électricité (RTE) se veut alarmant : l’équilibre entre l’offre et la demande est de plus en plus difficile à maintenir, car la production est trop grande devant une consommation en berne.

Ce déséquilibre s’explique par plusieurs facteurs. D’abord, le parc nucléaire français, fragilisé en 2022-2023, fonctionne de nouveau à un facteur de charge élevé. L’hydroélectricité bénéficie de la fonte des neiges, et les énergies renouvelables, comme il fait beau et que les régimes de vent sont puissants à cette période de l’année, tournent à plein régime. En face, la consommation reste structurellement basse depuis la crise énergétique, freinée par les hausses de prix passées et des comportements plus sobres.

Exporter notre électricité ne suffit plus

Résultat : la France exporte massivement, mais cela ne suffit pas. RTE est contraint d’activer des mécanismes d’équilibrage coûteux pour forcer l’arrêt d’installations, notamment éoliennes et solaires, mais parfois aussi nucléaires. Depuis le 4 mars, treize coupures de ce type ont été décidées, un record.

Cette surproduction fait plonger les prix de marché, jusqu’en territoire négatif. Certaines centrales, comme celles à gaz ou charbon, préfèrent payer pour continuer à produire plutôt que de subir les coûts d’un arrêt et redémarrage. Impossible non plus d’évacuer le surplus de production aux pays voisins, eux aussi saturés. Cette logique aboutit à une concurrence entre actifs pour rester connectés, au détriment de l’équilibre global.

Des solutions de flexibilité côté production et consommation

Face à cette instabilité, plusieurs pistes sont envisagées. D’abord, la CRE envisage de déplacer les heures creuses à l’après-midi pour inciter les consommateurs à absorber le surplus solaire. Ensuite, une réforme du « mécanisme d’ajustement » imposera aux producteurs renouvelables de plus de 10 MW de se rendre disponibles pour modulation, à la hausse comme à la baisse.

Enfin, RTE appelle les « responsables d’équilibre » à mieux anticiper les variations sur leur périmètre. Car chaque écart entre prévisions et réalité entraîne une charge supplémentaire pour le gestionnaire, qui doit intervenir dans l’urgence et régler la différence. Comme le souligne Montel sur LinkedIn, la situation pourrait durer jusqu’en juin. Alors que les prix négatifs apparaissaient principalement en été, arrivent désormais en mars.

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